E-Manual Proyectista FV

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Ninguna parte de este libro puede ser reproducida, grabada en sistema dealmacenamiento o transmitida en forma alguna ni por cualquier procedi-miento, ya sea eléctrico, mecánico, reprográfico, magnético o cualquierotro, sin autorización previa y por escrito del EREN.

Energía Solar Fotovoltaica: Manual del Proyectista

EDITA:JUNTA DE CASTILLA Y LEÓN - CONSEJERÍA DE ECONOMÍA Y EMPLEOENTE REGIONAL DE LA ENERGÍA DE CASTILLA Y LEÓN (EREN)

COLABORACIÓN:FUNDACIÓN CIDAUT

IMPRESIÓN:GRÁFICAS CELARAYN

DEPÓSITO LEGAL:LE-816-2004

ISBN:84-9718-257-X

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Las actuaciones que desde la Consejería de Economía y Empleo del GobiernoRegional se vienen realizando en materia de Energías Renovables buscan elaprovechamiento de los recursos propios, inagotables y sin ningún impactoambiental, con el fin de contribuir, desde nuestra Comunidad Autónoma, alcumplimiento de los objetivos del Libro Blanco de la Energía de la UniónEuropea y del Plan de Fomento de las Energías Renovables y, en definitiva, alDesarrollo Sostenible.

El sol en nuestra Región es más que suficiente para, con los sistemas actuales,poder satisfacer con garantía las demandas de electricidad de un importantenúmero de usuarios, como viviendas, explotaciones agrícolas y ganaderas,bombeos, telecomunicación y señalización, alumbrado de viales o suministrode energía eléctrica a la red de distribución, de manera económicamente másventajosa y promoviendo su coparticipación y corresponsabilidad en la utili-zación de una energía menos contaminante.

En este sentido, la Consejería de Economía y Empleo, a través del EnteRegional de la Energía de Castilla y León, ha elaborado un Plan para poten-ciar el desarrollo de la Energía Solar en nuestra Comunidad Autónoma, conel principal objetivo de establecer un acción integral que aúne, tanto aspectosfinancieros como técnicos y administrativos.

El Plan Solar de Castilla y León establece la necesidad de formación técnicade los profesionales de nuestra Región, verdaderos motores del desarrollo delmercado, con el consiguiente aumento de la actividad económica, de creaciónde empleo…

Este Manual está dirigido a los profesionales proyectistas, de modo que suespecialización satisfaga las expectativas de los usuarios, entendiendo queesta tecnología es susceptible de aprovechamiento por numerosos consumido-res de energía eléctrica en Castilla y León.

Tomás Villanueva RodríguezConsejero de Economía y Empleo

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ÍndiceEdificio de las Consejerías de Fomento, Agricultura y Ganaderíay de Medio Ambiente de la Junta de Castilla y León (Valladolid)

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Capítulo 1:

Introducción a la energía solar fotovoltaica1.1. La energía solar..........................................................................................15

1.2. Sistema solar fotovoltaico ....................................................................16

1.3. Objetivos de una instalación solar ....................................................16

Capítulo 2:

Descripción de componentes y equipos2.1. Generalidades ............................................................................................21

2.2. Módulos fotovoltaicos ..........................................................................22

2.2.1. Características ........................................................................22

2.2.2. Caracterización eléctrica de los módulos

fotovoltaicos ............................................................................25

2.3. Acumuladores eléctricos........................................................................27

2.4. Regulador......................................................................................................29

2.5. Inversor ..........................................................................................................31

2.6. Otros elementos ........................................................................................34

Capítulo 3:

Configuración de instalaciones de energíasolar fotovoltaica3.1. Generalidades ............................................................................................41

3.2. Instalaciones aisladas de red ..............................................................41

3.3. Instalaciones conectadas a red ..........................................................48

Capítulo 4:

Datos para el dimensionado de una instalación4.1. Generalidades ............................................................................................53

4.2. Condiciones de uso ................................................................................53

4.2.1. Electrificación de viviendas ............................................54

4.2.2. Sistemas de bombeo de agua ..........................................55

4.3. Condiciones climáticas...........................................................................56

4.3.1. Radiación sobre superficie horizontal ........................56

4.3.2. Radiación sobre superficie inclinada ..........................56

4.3.3. Horas pico solar ..................................................................57

ÍNDICE 9

ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA: MANUAL DEL PROYECTISTA10

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Capítulo 5:

Dimensionado básico del campo de paneles fotovoltaico5.1. Generalidades ............................................................................................61

5.2. Especificaciones del Plan Solar de Castilla y León ................61

5.3. Dimensionado de instalaciones aisladas ........................................62

5.3.1. Evaluación de la demanda energética ........................62

5.3.2. Evaluación del aporte solar ............................................65

5.3.3. Definición de la potencia del campo generador ....66

5.4. Dimensionado de instalaciones conectadas a la red

general de distribución ..........................................................................69

Capítulo 6:

Diseño del sistema de captación6.1. Generalidades ............................................................................................73

6.2. Orientación e inclinación ....................................................................73

6.3. Determinación de sombras y distancia mínima entre módulos 76

6.4. Estructura soporte ....................................................................................78

6.5. Conexionado de los módulos ............................................................81

Capítulo 7:

Dimensionado y diseño del resto de componentesy equipos7.1. Sistema acumulador o de baterías ....................................................85

7.2. Regulador ....................................................................................................89

7.3. Inversor ........................................................................................................90

7.4. Cableado ......................................................................................................91

7.5. Ubicación de los componentes ..........................................................92

7.6. Sistema aerogenerador ..........................................................................93

Capítulo 8:

Sistemas de medición energética8.1. Generalidades ............................................................................................99

8.2. Contador de energía ............................................................................100

ÍNDICE 11

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8.3. Medida de la radiación solar ............................................................100

8.4. Medida de la temperatura ambiente ..............................................101

8.5. Sistema de adquisición de datos ....................................................101

Capítulo 9:

Presupuesto de las instalaciones9.1. Generalidades ..........................................................................................105

9.2. Tipos de presupuesto ..........................................................................106

9.2.1. Presupuestos por partida de obra ..............................106

9.2.2. Presupuestos por partidas globales ............................106

9.2.3. Presupuestos simplificados ..........................................107

9.3. Costes normalizados de inversión, operacióny mantenimiento según el Plan Solar de Castilla y León ..107

Capítulo 10:

Esquemas eléctricos en instalaciones fotovoltaicas ....117

ANEXO I:

Conversión de unidades ..................................................................133

ANEXO II:

Glosario ..........................................................................................................139

ANEXO III:

Simbología ....................................................................................................147

ANEXO IV:

Bibliografía ..................................................................................................151


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ANEXO V:

Direcciones de interésAV.1. Junta de Castilla y León ................................................................157

AV.2. Entidades públicas, Centros de Investigación

y Universidades ..................................................................................158

AV.3. Otras direcciones de interés ..........................................................161

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1Introducción a la energía solar fotovoltaica

I.E.S. Duque de Alburquerque (Cuéllar - Segovia)

INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA 15

1.1. La Energía Solar

El aprovechamiento energético del sol, directo o indirecto, de forma natural o artificial hasido una constante de la humanidad en sus estructuras agrícola, urbana, industrial, etc.Aumentar el campo de actuación en la energía solar llevando su aplicación a sistemas másdinámicos y directos, constituye un objetivo del que se ha tomado conciencia en épocasmás recientes.

La energía solar como fuente energética presenta como características propias una ele-vada calidad energética con nulo impacto ecológico e inagotable a escala humana. Comodificultades principales asociadas al aprovechamiento de este tipo de energía cabe desta-car la variabilidad con la que esta energía llega a la tierra como consecuencia de aspec-tos geográficos, climáticos y estacionales.

En cualquier caso para los próximos años se prevé una gran demanda de uso de la ener-gía solar impuesta por el contexto que tratan de desarrollar las políticas energéticas mate-rializadas en diferentes planes de actuación a nivel europeo, nacional y regional.

El Plan de Fomento de las Energías Renovables establece el entorno de desarrollo de lasenergías renovables en nuestro país. Este Plan marca como objetivo general conseguir queen el año 2010 el 12.3% del total de la energía consumida en España tenga su origen enfuentes renovables, lo cual requiere duplicar la participación porcentual actual de este tipode energías en el sistema energético nacional.

A nivel regional, desde el año 1989 la Junta de Castilla y León ha aprobado diferentes ini-ciativas para el fomento de las energías renovables. En el campo de la Energía Solar, hadesarrollado una serie de actuaciones que se integran en el Plan Solar de Castilla y León.

Para el presente manual se tendrá en cuenta la Línea II - Energía Solar Fotovoltaica yEólico-fotovoltaica no conectada a red, cuya finalidad es la promoción de proyectos, quese desarrollen en el área del uso de la energía solar fotovoltaica, a realizar en Castilla yLeón. En este sentido, el Ente Regional de la Energía de Castilla y León (EREN) refuer-za la instrumentación existente, para un mayor desarrollo del programa.

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Introducción a la energíasolar fotovoltaica1

1.2. Sistema solar fotovoltaico

Se llama sistema solar fotovoltaico a toda instalación destinada a convertir la radia-ción solar en energía eléctrica.

Un sistema solar fotovoltaico, de forma general, requiere el acoplamiento de cuatro ele-mentos principales: Módulos fotovoltaicos, regulador, inversor y baterías.

Los sistemas solares fotovoltaicos se caracterizan por su simplicidad, fácil instalación,modularidad, ausencia de ruido durante su funcionamiento, larga duración, elevada fia-bilidad y requerir poco mantenimiento. Por otro lado, la tecnología fotovoltaica tiene elvalor añadido de generar puestos de trabajo y emplear recursos autóctonos, disminuyen-do la dependencia energética del exterior.

Todo proyectista de sistemas de energía solar, además de la calidad del diseño de la ins-talación, debe tener presente la importancia de la seguridad de las personas, de la red eléc-trica y de los equipos.

1.3. Objetivos de una instalación solar

El principal objetivo de una instalación solar es conseguir la máxima producción deenergía eléctrica.


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Figura 1.1: Sistema solar fotovoltaico aislado

INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA 17

La cantidad de energía solar aprovechable depende de múltiples factores, algunos deellos pueden ser controlados en el diseño e instalación (orientación, inclinación, ubica-ción de los módulos fotovoltaicos, etc.) y otros se escapan a toda posibilidad de con-trol, ya que son consecuencia de la localización geográfica de la instalación y de losparámetros meteorológicos del lugar.

Básicamente existen dos tipos de instalaciones fotovoltaicas:

• Instalaciones aisladas de la red eléctrica, en las que la dependencia no posee ener-gía eléctrica de la red convencional y, por tanto, su consumo eléctrico ha de ser pro-porcionado íntegramente por la instalación solar fotovoltaica, que almacenará lageneración eléctrica solar en baterías para su uso cuando sea solicitada.

• Instalaciones conectadas a la red eléctrica convencional, en las que la dependenciaposee suministro eléctrico y, por tanto, la generación eléctrica de la instalación solares destinada, íntegramente, a su venta a la red eléctrica de distribución convencional.

La autosuficiencia de los sistemas aislados da autonomía y libertad respecto a las com-pañías eléctricas, siendo, además, la opción más económica y ecológica para los lugaresalejados de las redes eléctricas.

Los sistemas conectados a la red son sencillos, sólo requieren instalar los módulos foto-voltaicos, el cableado y el inversor, no precisando del uso de baterías.

Para que las instalaciones solares fotovoltaicas resulten competitivas económicamente esnecesario acceder a las ayudas que reducen el coste de la instalación (subvenciones, cré-ditos con bajos tipos de interés, desgravaciones fiscales, financiación por terceros, etc.).

En estos momentos, para lograr la plena incorporación de las instalaciones fotovoltaicasen la sociedad, como una solución complementaria a los sistemas tradicionales de sumi-nistro eléctrico, es necesario superar ciertas barreras:

• Administrativas: obtención del máximo apoyo de todas las administracionespúblicas.

• Económicas: reducción de costes de fabricación y precio final de la instalación.

• Sociales: difusión y mentalización de la necesidad de las energías renovables, comosolución a los problemas medioambientales.

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2Descripción de componentesy equipos

Área de Presidencia de la Junta de Castilla y León (Valladolid)

DESCRIPCIÓN DE COMPONENTES Y EQUIPOS 21

2.1. Generalidades

Una instalación de energía solar fotovoltaica ha de incluir una serie de elementos indis-pensables para el correcto funcionamiento y control de la instalación. Estos equipos sonel módulo fotovoltaico, la batería o sistema de acumulación eléctrica, el regulador, elinversor, y otros elementos necesarios para mantener las condiciones de seguridad y ren-dimiento de la instalación.

En este capítulo se hace una breve descripción de los componentes y equipos que habitual-mente forman una instalación de energía solar fotovoltaica.

Según el Plan Solar de Castilla y León:

Todos los componentes y materiales cumplirán lo dispuesto en el ReglamentoElectrotécnico de Baja Tensión o legislación equivalente referente a protecciones yseguridad de las personas.

Como principio general, se tiene que asegurar, como mínimo, un grado de aisla-miento eléctrico tipo básico (clase I).

Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad para proteger a las perso-nas frente a contactos directos e indirectos, especialmente en instalaciones con ten-siones de operación superiores a 50 VRMS o 120 VDC. Se recomienda la utilizaciónde equipos y materiales de aislamiento eléctrico clase II.

Se incluirán todas las protecciones necesarias para proteger a la instalación frente acortocircuitos, sobrecargas, y sobretensiones. Dichas protecciones deben afectartanto a la línea del generador, como a la línea de cargas.

Los materiales situados en intemperie se protegerán contra los agentes ambientales,en particular contra el efecto de la radiación solar y la humedad. Todos los equiposexpuestos a la intemperie tendrán un grado mínimo de protección IP65 y los de inte-rior, IP32.

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Descripción de componentesy equipos2


En instalaciones conectadas a la red general de distribución, su funcionamiento nodeberá provocar averías en la misma, ni disminución de las condiciones de seguridado alteraciones superiores a las admitidas por la normativa que resulte aplicable.

Los equipos electrónicos de la instalación cumplirán con las directivas comunitariasde Seguridad Eléctrica y Compatibilidad Electromagnética (ambas serán certificadaspor el fabricante).

2.2. Módulos Fotovoltaicos

2.2.1. Características

El módulo fotovoltaico es el elemento fundamental de cualquier sistema solar fotovoltai-co. Tiene como misión captar la energía solar incidente y generar una corriente eléctrica.

El módulo fotovoltaico está compuesto por los siguientes elementos:

Células solares o células fotovoltaicas, fabricadas mediante la cristalización del silicio.Pueden ser de tres tipos principales:

• Silicio monocristalino, en las que el silicio que compone las células está formadopor un único cristal, cuya red cristalina es idéntica en todo el cristal y caracterizadapor la solidificación de los átomos de silicio en tres direcciones espaciales perpen-diculares entre sí, y sin imperfecciones.

• Silicio policristalino, en la que los procesos de cristalización del silicio no son orde-nados, obteniéndose redes cristalinas diferentes en cada cristal y conformándose lacélula mediante la unión de diferentes cristales.

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Figura 2.1: Esquema de un módulo fotovoltaico


• Silicio amorfo, en el cual no hay red cristalina alguna y el material es depositadosobre finas capas que se unen entre sí.

En ellas se produce el efecto fotovoltaico, consistente en la excitación de un materialsemiconductor, el silicio, por la incidencia de la radiación solar, provocando el movi-miento de los electrones del material por el interior del mismo, movimiento que es trans-formado en corriente eléctrica continua cuando se cierra el circuito.

El fundamento de la corriente eléctrica interna está en la existencia de dos zonas deconductividades diferentes denominadas p y n en el material que constituye las célu-las. Estas zonas se logran añadiendo impurezas en el silicio (dopaje del silicio). Lasimpurezas de boro generan la zona p (positiva por tener un electrón de enlace menosque el silicio) y las impurezas de fósforo generan la zona tipo n (negativo, por tener unelectrón de enlace más que el silicio).

Al incidir la radiación solar (fotones) y unirse ambas zonas (p y n) de los semiconducto-res, se generará una fuerza electromotriz por el movimiento de los electrones (cargas -)en exceso de la zona n hacia los huecos (cargas +) de la zona p.

Para cerrar el circuito y permitir el movimiento exterior de los electrones (corriente eléc-trica) se disponen sendas mallas metálicas en la parte frontal de las células (en forma derejilla para permitir el paso de la radiación solar) y en la parte posterior (en forma de plan-cha por no recibir radiación solar), que serán unidas mediante conductores eléctricos paraextraer la corriente eléctrica generada por la célula.

Una célula, de forma individual, produce unos 0,4 V. Para conseguir tensiones superiores,las células se unen entre sí, en serie y paralelo, de forma que se conecte el dorso de unade ellas con la parte frontal de la adyacente, conformando módulos fotovoltaicos de 12 V(agrupación de entre 30 y 40 células) o 24 V.

Recubrimiento exterior, generalmente de vidrio para facilitar al máximo la captación dela radiación solar por la célula fotovoltaica. También los hay de materiales orgánicos.

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Figura 2.2: Efecto fotovoltaico


Material encapsulante, actúa como protección de las células. Para este fin se utilizan pro-ductos a base de siliconas que son muy transparentes a la radiación solar y no se degra-dan fácilmente con el tiempo, protegiendo a las células contra la acción de la humedad.

Recubrimiento posterior, dota al módulo de protección y sirve de cerramiento. Suele sertambién de vidrio (TEDLAR). En ocasiones este recubrimiento es de color claro, lo quesupone una ventaja, ya que la radiación solar que ha pasado entre las células es reflejadapor esa superficie y vuelve hacia el recubrimiento exterior, el cual vuelve a reflejar laradiación y es absorbida por las células.

Conexiones eléctricas, deben ser accesibles, normalmente se sitúan en la parte posteriordel módulo. Estas conexiones deberán garantizar la estanqueidad en la conexión con otrosmódulos o con el conductor exterior.

Marco metálico, de aluminio anodizado o acero inoxidable para envolver todo el conjun-to del módulo. Tiene que ser una estructura estanca y que esté preparada para la fijaciónen el bastidor o su integración en otro sistema constructivo.


El panel fotovoltaico solar deberá satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215,para módulos de silicio cristalino o UNE-EN 61646 para módulos fotovoltaicos decapa delgada, así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido, por ejem-plo, Laboratorio de Energía Solar Fotovoltaica del Departamento de EnergíasRenovables del CIEMAT, Joint Research Centre Ispra, etc. Este requisito se acredi-tará mediante la presentación del certificado oficial correspondiente.

El módulo fotovoltaico llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo,nombre o logotipo del fabricante, y el número de serie, trazable a la fecha de fabri-cación, que permita su identificación individual.

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Figura 2.3: Esquema e imagen de un panel solar fotovoltaico

1. Recubrimiento Exterior

2. Material Encapsulante

3. Células

4. Recubrimiento posterior

5. Conexiones eléctricas

6. Marco Metálico


2.2.2. Caracterización eléctrica de los módulos fotovoltaicos

La definición eléctrica de un módulo fotovoltaico se hace a través de la gráfica Tensión –Intensidad del mismo (V – I). Los valores reflejados en esta gráfica se obtienen some-tiendo al panel a unas condiciones estándar de medida (CEM) definidas por los siguien-tes valores: radiación: 1.000 W/m2, temperatura: 25 ºC, incidencia normal y espectroradiante AM 1,5.

Los parámetros eléctricos que caracterizan el comportamiento de un módulo fotovoltaicoson los que se definen a continuación:

Intensidad de cortocircuito (Isc): Es la máxima intensidad que se puede obtener de unpanel. Se calcula midiendo la corriente entre los bornes del panel cuando se provoca uncortocircuito (V = 0). La intensidad de cortocircuito de un módulo es igual al de una desus células multiplicada por el número de filas conectadas en paralelo.

Tensión nominal (Vn): Es el valor de la tensión de diseño a la cual trabaja el panel. Indica siel módulo es adecuado o no para utilizarlo en sistemas con esa tensión habitual de utilización.


Cuando las tensiones nominales en continua sean superiores a 48 V, la estructura delgenerador y los marcos metálicos de los módulos estarán conectados a una toma detierra, que será la misma que la del resto de la instalación.

Tensión a circuito abierto (Voc): Es el máximo voltaje que se mediría en un módulo si nohubiese paso de corriente entre los bornes del mismo (I = 0). La tensión a circuito abier-to de un módulo es la de cada una de sus células por el número de éstas conectadas enserie.

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Figura 2.4: Curva V - I.


Potencia máxima (PM): Es el mayor valor obtenido en el producto de la intensidad y latensión del módulo fotovoltaico para cada uno de sus valores definidos por la curva ten-sión-intensidad del módulo y, por tanto, es la mayor potencia que puede proporcionar elmódulo. También se le llama potencia pico del panel.

La potencia máxima define los valores, inequívocos, de intensidad y potencia en el puntode máxima potencia. El voltaje VM que corresponde al de máxima potencia es aproxima-damente el 80% del valor Voc.


La potencia máxima y la corriente de cortocircuito reales de los módulos fotovoltai-cos referidas a CEM deberán estar comprendidas en el margen del ± 10% de loscorrespondientes valores nominales de catálogo.

No obstante, el comportamiento eléctrico de un módulo varía con las siguientes condi-ciones:

• Aumentos de la temperatura ambiente producirán disminuciones de la tensión a cir-cuito abierto, y por tanto, disminuciones de la potencia.

• Aumentos de la irradiancia solar producirán aumentos de la intensidad de cortocir-cuito y, por tanto, aumentos de la potencia.

La potencia del panel puede llegar a disminuir, aproximadamente, un 0,5% por cadagrado por encima de 25ºC que aumente la temperatura del módulo.

Eficiencia del módulo: Cociente entre la potencia eléctrica producida por el módulo y laradiación incidente sobre el mismo. De acuerdo con las diversas tecnologías con las que pue-den estar fabricadas las células, se pueden obtener los siguientes márgenes de eficiencias.

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Figura 2.5: Variación de V e I en función de la irradiancia y la temperatura



Se considerará un rendimiento medio del módulo fotovoltaico del 85%, correspon-diente a las pérdidas por dispersión de parámetros, suciedad, TONC y pérdidas nor-males de operación.

Se instalarán los elementos necesarios para la desconexión, de forma independientey en ambos terminales, de cada una de las ramas del generador.

2.3. Acumuladores Eléctricos

La necesidad de energía no siempre coincide en el tiempo con la captación que se obtie-ne del sol, por lo que es necesario disponer de un sistema de acumulación que haga fren-te a la demanda en momentos de poca o nula radiación solar, así como a la producciónsolar en momentos de poco o nulo consumo.

Para los sistemas solares fotovoltaicos se utilizan acumuladores eléctricos o bateríasdonde se almacena energía en forma de electricidad.

Los parámetros de identificación de un acumulador eléctrico son:

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Figura 2.6:Acumulador

eléctrico

Tabla 2.1: Eficiencias típicas de módulos comerciales de silicio

Tecnología Eficiencia (%)

Silicio monocristalino 14 - 16

Silicio policristalino 10 - 12

Silicio amorfo 6 - 8


Tipo

Las baterías más adecuadas para sistemas fotovoltaicos son las de plomo - ácido (Pb-ácido). Dentro de éstas existen dos tipos:

• Plomo – Calcio (Pb-Ca), que se caracterizan por tener una menor autodescarga y unmantenimiento más limitado.

• Plomo – Antimonio (Pb-Sb), que son de tipo abierto y tubulares, tienen mejores pro-piedades a bajos niveles de carga y se deterioran menos con los ciclos de carga ydescarga.


Las baterías serán de plomo – ácido, pudiendo ser del tipo monoblock para potencias(pico o nominal) del campo generador instalado (fotovoltaico o eólico – fotovoltai-co) inferiores a 170 W.

Se protegerá especialmente frente a sobrecargas a las baterías con electrolito gelifi-cado de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.

Capacidad

Es la cantidad de energía que puede suministrar la batería en unas determinadas condi-ciones de trabajo. Se expresa en amperios - hora (Ah).

La capacidad está influenciada por la temperatura, aumentando si ésta aumenta y dismi-nuyendo en caso contrario.


La capacidad inicial del acumulador será superior al 90% de la capacidad nominal.En cualquier caso, deberán seguirse las recomendaciones del fabricante para aquellasbaterías que requieran una carga inicial.

La autodescarga del acumulador a 25 °C no excederá el 6% de su capacidad nomi-nal por mes.

Tensión

El acumulador eléctrico es una fuente de tensión continua. Los valores más habituales deésta son 2 y 12 V. Las baterías de 12 V tienen capacidades de hasta 400 Ah. Para capaci-dades mayores se emplean elementos de 2 V unidos en serie para conseguir la tensión detrabajo del sistema y en paralelo para conseguir la capacidad de acumulación necesaria.

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Profundidad de descarga

Es la cantidad, en porcentaje, que se ha descargado una batería en un proceso de descarga.

Dependiendo de este valor pueden darse descargas superficiales (20%) o descargas pro-fundas (80%).

La vida útil de una batería depende de los procesos de carga y descarga, de forma quecuanto menos profundos sean éstos, mayor será la duración de la batería.

La conexión de las baterías se realizará en serie, en paralelo o en serie – paralelo de mane-ra que la tensión que se obtenga sea la correspondiente al campo generador.


La vida del acumulador (hasta que su capacidad residual caiga por debajo del 80%de su capacidad nominal) debe ser superior a 1.000 ciclos, cuando se descarga el acu-mulador hasta una profundidad del 50%.

Respecto a las medidas de seguridad a tener en cuenta con las baterías son:

• Deben ser instaladas en lugares ventilados.

• Se debe mantener el nivel de electrolito que indique el fabricante.

• Se deben cubrir las bornas con vaselina una vez estén conectadas.


Las baterías de plomo – ácido, deberán etiquetarse, al menos, con la siguiente infor-mación:

• Tensión nominal (V).

• Polaridad de los terminales.

• Capacidad nominal (Ah).

• Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie.

2.4. Regulador

El regulador es el equipo que controla los procesos de carga y descarga de la batería.Controla el proceso de carga evitando que, con la batería a plena capacidad, los módulosfotovoltaicos sigan inyectando corriente en la misma. Se lleva a cabo anulando o redu-ciendo el paso de corriente del campo fotovoltaico.

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Controla el proceso de descarga evitando que el estado de carga de la batería alcance unvalor demasiado bajo cuando se está consumiendo la energía almacenada. Esto se lleva acabo desconectando la batería de los circuitos de consumo.

El regulador también es una fuente de información de los parámetros eléctricos de la ins-talación fotovoltaica, pudiendo proporcionar datos de la tensión, intensidad, estado decarga de las baterías, etc.

Como medida de seguridad, se ha de asegurar la correcta conexión del regulador a losbornes de la batería para evitar la inversión de polaridad.


Los reguladores de carga que utilicen la tensión del acumulador como referencia parala regulación deberán verificar los siguientes requisitos:

• La tensión de desconexión de la carga de consumo del regulador deberá elegirsepara que la interrupción del suministro de electricidad a las cargas se produzcacuando el acumulador haya alcanzado la profundidad máxima de descarga permi-tida, sin superar en ningún caso el 80%. Esta tensión de desconexión debe estaren el intervalo de ± 1% del valor anterior y permanecer constante en todo el mar-gen posible de variación de la temperatura ambiente.

• La tensión final de carga debe asegurar un factor de recarga de la batería superioral 90%.

• La tensión final de carga debe corregirse por temperatura a razón de – 4 a– 5mV/ºC/vaso, y estar en el intervalo de ± 1% del valor especificado.

• Se permitirán sobrecargas controladas del acumulador para evitar la estratifica-ción del electrolito o para realizar cargas de igualación.

Existen dos tipos de regulador en función de cómo estén conectados:

En paralelo (o tipo Shunt)

Suelen utilizarse para instalaciones de baja potencia. Controlan la sobrecarga cortocir-cuitando el campo fotovoltaico y disipando la energía en forma de calor. La sobredescar-ga es controlada interrumpiendo la línea baterías – consumo.

En serie

En este tipo, para controlar la sobrecarga, no se disipa energía, simplemente se interrum-pe la línea campo fotovoltaico – baterías. Por este motivo se utilizan en instalaciones demayor potencia que los anteriores.

La sobredescarga es controlada interrumpiendo la línea baterías – consumo.

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El regulador de carga debe estar protegido contra la posibilidad de desconexión acci-dental del acumulador, con el generador operando en las CEM y con cualquier carga.En estas condiciones, el regulador tiene que asegurar, además de su propia protec-ción, la de las cargas conectadas.

Se considerará un rendimiento medio del regulador 98%, correspondiente a las pér-didas anteriormente citadas.

El regulador de carga deberá estar etiquetado con, al menos, la siguiente información:

• Tensión nominal (V).

• Corriente máxima (A).

• Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie.

• Polaridad de terminales y conexiones.

Hoy en día, los modernos reguladores existentes en el mercado, además de las funcionesexplicadas anteriormente, incorporan otra serie de aplicaciones como son el ajuste de losniveles de tensión, selección del tipo de batería y duración de las etapas de regulación, asícomo diversas protecciones contra inversión de la polaridad, contra sobretensiones osobreintensidades, etc.

2.5. Inversor

El inversor, convertidor o rectificador es el sistema que adapta la corriente generada enlos módulos a las condiciones de consumo de las diferentes cargas eléctricas. La deno-minación de cada uno de ellos depende del tipo de corriente que transforme. Así, se deno-mina inversor al elemento que transforma la corriente continua en alterna, convertidor alque transforma la alterna en continua y rectificador el que transforma la continua en con-tinua.

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Figura 2.7:Reguladores


Generalmente, el inversor se conecta a la salida del regulador, si bien puede conectarsedirectamente en los bornes de la batería cuando posee control de descarga de la batería.

Los módulos fotovoltaicos y las baterías trabajan en corriente continua, por eso cuandolos elementos de consumo trabajan en continua, es necesario un convertidor continua –continua para adecuar la tensión proporcionada por el acumulador a la solicitada por lascargas de consumo. En cambio, cuando los elementos de consumo trabajan en alterna, esnecesario un inversor continua – alterna.

Los parámetros característicos de un inversor son:

Tensión nominal: Es la tensión a aplicar entre los bornes de entrada del inversor.


El inversor debe asegurar una correcta operación en todo el margen de tensiones deentrada permitidas por el sistema.

La regulación del inversor debe asegurar que la tensión y la frecuencia de salida esténen los siguientes márgenes en cualquier condición de operación:

• VNOM +5% / -5%, siendo VNOM = 220 VRMS o 230 VRMS

• 50 Hz ± 2%

Potencia nominal: Es la potencia que puede suministrar el inversor de forma continua.Suele oscilar entre 100 y 5.000 W. Se ha de tener en cuenta que la potencia del inversordebe ser tal que sea capaz de arrancar y operar todas las cargas de la instalación.


El inversor será capaz de entregar la potencia nominal de forma continuada en elmargen de temperatura ambiente especificado por el fabricante.

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Figura 2.8:Inversores


Capacidad de sobrecarga: Capacidad de suministrar una potencia superior a la nominaly el tiempo que esta situación se puede mantener.

Eficiencia: Es la relación entre la potencia eléctrica que el inversor entrega a la utiliza-ción y la potencia eléctrica que consume del generador o de las baterías.


El rendimiento del inversor con cargas resistivas será superior a los límites especifi-cados en la siguiente tabla:

Forma de onda: La señal a la salida del inversor se caracteriza por su forma de onda. Elinversor más perfecto es el de onda senoidal, pero también es el de mayor coste. Paradeterminadas aplicaciones (iluminación y pequeños motores) puede ser necesario conuno de onda cuadrada.


Se recomienda el uso de inversores de onda senoidal, aunque se permitirá el uso deinversores de onda no senoidal, si su potencia nominal es inferior a 1 kVA, no pro-ducen daño a las cargas y aseguran una correcta operación de éstas.

Los inversores utilizados en instalaciones conectadas a red tienen la particularidad de quedeben ser capaces de extraer en todo momento del día la máxima potencia del generadorfotovoltaico, por esto deben ser de potencia de entrada variable.

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Tipo de inversor Rendimiento al 20%de la potencia nominal

Rendimiento a potencianominal

PNOM < 500 VA >80% >70%

PNOM > 500 VA >85% >80%

Onda no senoidal >85% >80%

Onda

senoidal1

1 Se considerará que los inversores son de onda senoidal si la distorsión armónica total de la tensión de salida

es inferior al 5% cuando el inversor alimenta cargas lineales, desde vacío a potencia nominal.



Instalaciones conectadas a la red general de distribución.

Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta operacióne incorporará los controles manuales y automáticos exigidos en el Real Decreto1663/2000 que aseguren su adecuada supervisión y manejo.

El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en condicionesde irradiancia solar de un 10 % superiores a las CEM. Además soportará picos de un30 % superior a las CEM durante períodos de hasta 10 segundos.

2.6. Otros Elementos

Además de los elementos característicos de la mayoría de las instalaciones fotovoltaicas,existen varios elementos que son necesarios para la seguridad y control de la instalación.

En una instalación fotovoltaica se hace uso de equipos y elementos utilizados en instala-ciones eléctricas comunes, sin embargo hay que prestar especial atención a la parte decorriente continua, ya que en instalaciones eléctricas convencionales los sistemas estánhabitualmente alimentados por corriente alterna y esto conduce a errores comunes enfotovoltaica.

A continuación se citan los elementos más característicos:

Cableado: En instalaciones fotovoltaicas se utilizan secciones de cableado superiores alas utilizadas en instalaciones convencionales debido a la utilización de bajas tensionescontinuas (12, 24 y 48 V) y requerimientos de potencia de cierta consideración.

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Figura 2.9:Cableado

Figura 2.10:Terminales para

cableado



Los conductores necesarios tendrán la sección adecuada para reducir las caídas detensión y los calentamientos según se establece en el Reglamento Electrotécnico paraBaja Tensión.

Se incluirá toda la longitud de cables necesaria (parte continua y/o alterna) para cadaaplicación concreta, evitando esfuerzos sobre los elementos de la instalación y sobrelos propios cables.

Los positivos y negativos de la parte continua de la instalación se conducirán sepa-rados, protegidos y señalizados (códigos de colores, etiquetas, etc.) de acuerdo a lanormativa vigente.

Conexiones: Se deben utilizar cajas de conexiones estancas y con grado de protección IPadecuado y cableado protegido contra la humedad, la radiación ultravioleta y otros fenó-menos atmosféricos, dada su instalación a la intemperie.

Protecciones: No es recomendable utilizar aparamenta de corriente alterna en circuitos encontinua, por esto los elementos de protección (fusibles, magnetotérmicos e interruptoresen general y diodos) deben ser adecuados para los valores de tensión y corriente de unainstalación fotovoltaica.

Los fusibles se utilizan para evitar sobreintensidades accidentales. Cada aparato suele lle-var su propio fusible.

Los magnetotérmicos limitan la intensidad en el circuito de consumo y son como los quese instalan habitualmente en las viviendas y saltarán si se conecta algún equipo de exce-siva potencia. Es recomendable incluir un magnetotérmico en la salida del acumulador ydel inversor.

Los diodos son dispositivos de protección para evitar que los módulos actúen como recep-tores en determinadas ocasiones.

Los diodos de bloqueo evitan que se disipe la potencia de los módulos o de la batería ensituaciones de defecto eléctrico. Se colocan a la salida de cada grupo de módulos foto-voltaicos.

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Figura 2.11:Caja de conexiones


Los diodos de paso evitan los efectos del sombreado parcial al impedir que las célulassombreadas actúen como receptores. Están incluidos por el propio fabricante en la cajade conexiones del módulo.

Diodos de paso:

Diodos de bloqueo:

Se debe conectar la estructura soporte a una toma de tierra, tal y como se especifica en elReglamento Electrotécnico para Baja Tensión.


Los fusibles se instalarán, preferentemente, en las líneas de polaridad positiva.

Monitorización y control: Indicadores y visualizadores que muestran al usuario datossobre la instalación y su funcionamiento. Estos indicadores se encuentran en los propiosaparatos de control. La información que pueden facilitar es: tensión del campo fotovol-taico, tensión de la batería, intensidad del campo fotovoltaico, intensidad de consumo,

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Figura 2.12:Diodos

Figura 2.13: Fusibles y protecciones


carga de la batería, regulación de la carga, energía eléctrica generada por el campo foto-voltaico, energía eléctrica consumida, etc.

Aerogeneradores:

En ocasiones las instalaciones fotovoltaicas se complementan con aerogeneradores depequeña potencia constituyendo el sistema auxiliar de la instalación.

Los principales componentes del sistema aerogenerador son:

Turbina eólica: Consta de las hélices captadoras del viento, sistema de orientación ygenerador.

Torre: Constituye el soporte de la turbina, dotando a ésta de la altura necesaria para cap-tar la mayor cantidad de viento posible y proporcionar su giro libre de obstáculos.

Regulador: Al igual que el necesario para el campo fotovoltaico, regula la carga de lasbaterías. No es adecuado utilizar únicamente el regulador fotovoltaico, ya que al hacerlose podría provocar el funcionamiento en vacío de la turbina.

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Figura 2.14:Controlador

Figura 2.15: Aerogeneradores


Grupos electrógenos:

Se trata de otro sistema de generación complementario para una instalación fotovoltaica.Los grupos electrógenos se utilizan en instalaciones de mediana y alta potencia, cuandoes preciso asegurar el suministro eléctrico o cuando existan ciertos consumos de altapotencia que no compense cubrir por el sistema fotovoltaico.

Los grupos electrógenos se alimentan con gasóleo o gas y, generalmente, generan corrien-te en alterna. El dimensionado del grupo estará en función del consumo total previsto enla instalación y las condiciones particulares de utilización del grupo.

Los inversores que se conectan en la instalación fotovoltaica pueden estar adaptados paraconectarse con un grupo electrógeno, efectuándose el control de entrada del grupo aten-diendo al consumo existente, a la producción fotovoltaica y al estado de carga de las bate-rías.

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Figura 2.16: Grupos electrógenos

3Configuración de instalaciones deenergía solar fotovoltaica

Edificio de las Consejerías de Economía y Empleoy de Hacienda de la Junta de Castilla y León (Valladolid)

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CONFIGURACIÓN DE INSTALACIONES DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA 41

3.1. Generalidades

Normalmente, se tiene la idea que los sistemas de aprovechamiento de la energía solarfotovoltaica han de ser siempre simples. Esto suele venir motivado por la consideraciónde que, como la energía solar es gratis, abundante y natural, se adaptará fácilmente acualquier sistema.

Ciertamente tanto los principios de funcionamiento como las configuraciones de ins-talaciones básicas son sencillos, pero esto no quiere decir que la labor tanto del dise-ñador como del instalador sea sencilla y no necesite de verdaderos profesionalespara llevarla a cabo.

En algunos casos se han realizado instalaciones por aficionados sin apenas conocimien-tos del tema, que aunque en principio funcionen correctamente, inevitablemente condu-cen en un breve periodo de tiempo al fracaso de la misma.

La mayoría de instalaciones fotovoltaicas han sido concebidas como sistemas de genera-ción para zonas donde no llega la red eléctrica convencional o resulta excesivamente caroinstalarla. Éstas instalaciones son las denominadas instalaciones aisladas de red.

Sin embargo en los últimos años se ha desarrollado otro tipo de aplicación de las instala-ciones fotovoltaicas que son las instalaciones conectadas a la red de distribución. Éstashan experimentado una importante evolución debido, principalmente, al descenso de pre-cios de los componentes de una instalación fotovoltaica, al aumento del rendimiento y fia-bilidad de los sistemas, y a las condiciones ventajosas que ha impuesto, para la venta deesta producción eléctrica, la Administración pública.

3.2. Instalaciones aisladas de red

Son las instalaciones que carecen de conexión con la red eléctrica convencional, siendola instalación fotovoltaica más común, tanto en instalaciones domésticas como de alum-brado, bombeo o telecomunicaciones.

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Configuración de instalaciones deenergía solar fotovoltaica3


Dentro de los sistemas aislados de red se puede diferenciar entre sistemas con acumula-ción y sistemas de conexión directa.

Los sistemas con acumulación son los que están conectados a baterías que permiten elsuministro eléctrico en periodos de poco o nulo aprovechamiento de la radiación solar.

Estos a su vez pueden diferenciarse por el consumo al que están conectados, así puedehaber instalaciones aisladas con elementos de consumo en corriente alterna (AC) (Fig.3.1) o elementos de consumo en corriente continua (CC) (Fig. 3.2). También puedendarse los dos casos simultáneamente (Fig. 3.3).

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Figura 3.1: Instalación aislada con acumulación y consumo en AC

1. Campo fotovoltaico

2. Regulador

3. Batería

4. Inversor

Figura 3.2: Instalación aislada con acumulación y consumo en CC


2. Regulador

3. Batería


Los sistemas directos no disponen de baterías, de forma que únicamente se dispondrá decorriente eléctrica en los periodos en que se disponga de radiación solar, por lo que estossistemas son utilizados cuando no es importante que existan interrupciones o variacionesdel suministro eléctrico.

Las instalaciones aisladas pueden tener diferentes aplicaciones, siendo las más comunesla electrificación doméstica y los sistemas de bombeo.

La electrificación de viviendas es la utilización más usual de la energía solar fotovoltai-ca, especialmente en los casos de viviendas alejadas de la red eléctrica convencional.

Para diseñar una instalación de forma adecuada se han de conocer los hábitos de consu-mo de energía eléctrica por parte de los usuarios, evitándose así los riesgos generados porinfradimensionados del sistema (la instalación no aporta lo necesario) o sobredimensio-nados (se aporta demasiado, con el consiguiente encarecimiento de la instalación solar).

Asimismo, es importante que el usuario conozca la utilización y el funcionamiento de lainstalación para evitar el deterioro de los componentes y el envejecimiento prematuro delas baterías.

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Figura 3.3: Instalación aislada con acumulación y consumo en AC y CC


2. Regulador

3. Batería

4. Inversor

Figura 3.4: Instalación aislada y consumo directo

1. Módulo fotovoltaico

2 Inversor


Los elementos de consumo a los que alimentan las instalaciones fotovoltaicas en las apli-caciones domésticas pueden ser en corriente continua o corriente alterna, con las siguien-tes peculiaridades:

• Los equipos de corriente continua proporcionan un bajo nivel de confort al usuarioy generalmente corresponden con utilizaciones de iluminación, televisión y peque-ños electrodomésticos. Estos equipos tienen un coste mayor que los análogos ali-mentados por CA.

• Los equipos de corriente alterna proporcionan un alto nivel de confort al usuario,pudiendo utilizarse los elementos de consumo utilizados en las instalaciones con-vencionales. Este tipo de instalaciones requieren de un inversor que transforme laCC en CA.

Las instalaciones domésticas también pueden subdividirse en instalaciones descentraliza-das y centralizadas.

• Las primeras son aquellas en las que cada vivienda está alimentada por un gene-rador fotovoltaico. Este sistema se utiliza cuando existen dificultades para ali-mentar una vivienda o grupo de viviendas de forma económica, a través de unaúnica línea general de distribución. La ventaja de este sistema es la independenciaen el diseño y en el posterior uso y mantenimiento de cada una de las instalacio-nes solares fotovoltaicas.

• Las instalaciones centralizadas son aquellas en las que un único generador fotovol-taico alimenta a un grupo de viviendas. Las ventajas que presenta la instalación cen-tralizada es que el número de módulos y baterías se reduce, solamente es necesariala instalación de un inversor y se unifican las tareas de mantenimiento, presentán-dose como principal desventaja el encarecimiento de la instalación por la necesidadde ejecutar una línea de distribución eléctrica que conecte el generador fotovoltaicocon todas y cada una de las viviendas.

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Figura 3.5: Esquema de instalación descentralizada


Los sistemas de bombeo son la otra aplicación más común de las instalaciones fotovol-taicas aisladas de la red. Al igual que la electrificación doméstica, esta aplicación se uti-liza cuando existe dificultad o imposibilidad para la conexión a la red convencionaleléctrica.

Al igual que en las instalaciones en viviendas, el consumo eléctrico puede solicitarse conbombas de corriente continua (fig. 3.7) o de corriente alterna (Fig. 3.8).

En estas instalaciones no siempre es necesaria la instalación de la batería ya que se puedebombear la máxima cantidad de agua posible durante todo el periodo en que exista radia-ción solar y almacenarla en forma de energía potencial del agua en un aljibe para su pos-terior utilización.

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Figura 3.6: Esquema de instalación centralizada

Figura 3.7: Instalación de bombeo CC sin acumulación


2. Convertidor

3. Bomba CC


El otro tipo de instalaciones de bombeo es el que dispone de acumulación eléctrica parahacer frente a la demanda de bombeo en periodos de escaso o nulo aprovechamiento dela radiación solar.

Otras utilizaciones de la energía solar fotovoltaica abarcan desde satélites artificialeshasta alumbrado vial, equipos de telecomunicaciones y telefonía, máquinas expendedo-ras de la ORA, linternas, calculadoras de bolsillo, etc.


Las instalaciones fotovoltaicas no conectadas a la red general de distribución se dise-ñarán de forma que el campo de paneles se conecte directamente al regulador y éste,directamente tanto a la línea de consumo de corriente continua, si existe, como a lasbaterías.

De éstas últimas, se sacará la conexión para la alimentación del inversor, el cual será elencargado de proporcionar la cobertura eléctrica de los consumos eléctricos de corrien-te alterna de la instalación.

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Figura 3.8: Instalación de bombeo CA sin acumulación


2. Regulador

3. Bomba AC

4. Inversor

Figura 3.9: Instalación de bombeo CA con acumulación


2. Regulador

3. Batería

4. Inversor

5. Bomba AC


En los casos en que las instalaciones fotovoltaicas se complementan con aerogeneradoreso grupos electrógenos, los esquemas de las instalaciones serían los representados en lasfiguras 3.10., 3.11. y 3.12.

Figura 3.10: Instalación eólico – fotovoltaica con aerogenerador en CA


2. Regulador

3. Baterías

4. Inversor

5. Aerogenerador en CA

6. Rectificador

Figura 3.11: Instalación eólico – fotovoltaica con aerogenerador en CC


2. Regulador

3. Baterías

4. Inversor

5. Aerogenerador en CC

Figura 3.12: Instalación fotovoltaica con grupo electrógeno


2. Regulador

3. Batería

4. Inversor

5. Grupo electrógeno

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3.3. Instalaciones conectadas a red

Son las instalaciones en las que la energía generada por el campo fotovoltaico se vierte,en su totalidad, directamente a la red general de distribución.

Las instalaciones conectadas a red no poseen baterías ni reguladores, componiéndose,únicamente, de los módulos fotovoltaicos y del inversor. Los módulos fotovoltaicos sonlos mismos que para las instalaciones aisladas de red, sin embargo, los inversores debe-rán tener las siguientes características:

• Disponer de un sistema de medida de la energía consumida y entregada.

• Ser capaz de interrumpir o reanudar el suministro en función del estado del campode paneles.

• Adaptar la corriente alterna producida por el inversor a la fase de la energía de lared.

Existe normativa al respecto que regula las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red:

• Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología parala actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividadde producción de energía eléctrica en régimen especial (deroga el Real Decreto2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instala-ciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogene-ración).

• Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre “Conexión de instalacionesfotovoltaicas a la red de baja tensión”.

• Resolución de 31 de mayo de 2001 de la Dirección General de Política Energéticay Minas, que incluye el modelo de contrato y factura, así como el esquema unifilarde obligado cumplimiento.

La compañía eléctrica propietaria de la red puede tener sus propias especificaciones téc-nicas adicionales a las que establece la normativa vigente.

En España está prohibida la existencia de instalaciones mixtas (aisladas – conectadasred), es decir, no se puede acumular o alimentar parte del consumo con la energía eléc-trica generada en el campo fotovoltaico: todo lo que se genera se debe inyectar a la red.

Actualmente en España un sistema fotovoltaico conectado a red no es un sistema auto-abastecedor sino generador.

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Las instalaciones conectadas a la red general están compuestas del campo generadorde paneles y del inversor, los cuales se interconectarán entre sí y, este último, a la redgeneral de distribución a través de los contadores y protecciones estipuladas por laempresa de distribución.

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Figura 3.13: Instalación conectada red


2. Protecciones

3. Inversor

4. Contadores de energíaentrada - salida

5. Red eléctrica

Figura 3.14: Esquema unifilar instalación conectada a red

Fuente: B.O.E. 21 06 2001 RESOLUCIÓN de 31 de mayo de 2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que seestablece el modelo de contrato tipo y modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.

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4Datos para el dimensionadode una instalación

I.E.S. María Moliner (Segovia)

DATOS PARA EL DIMENSIONADO DE UNA INSTALACIÓN 53

4.1. GeneralidadesAntes de realizar el dimensionado de una instalación solar fotovoltaica, es necesarioconocer una serie de datos:

• Condiciones de uso: Consumo / Demanda Energética.

• Datos climatológicos: Radiación disponible.

• Parámetros funcionales: Características físicas y eléctricas del módulo fotovoltaico.

4.2. Condiciones de uso


La memoria de diseño o proyecto especificará las necesidades de uso, con indicación delconsumo de energía eléctrica en corriente continua y en corriente eléctrica, definiendo:

• Criterio de consumo adoptado.

• Consumo unitario máximo.

• Consumo máximo simultáneo o pico.

Las condiciones de uso de las instalaciones fotovoltaicas presentan una gran diversidaden función de su aplicación:

• Electrificación de viviendas y edificios.

• Alumbrado público.

• Aplicaciones agropecuarias.

• Bombeo y tratamiento de agua.

• Aplicaciones mixtas con otras renovables.

• Suministro de energía eléctrica a la red general de distribución.

Los datos de consumo se obtendrán principalmente a partir de:

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Datos para el dimensionadode una instalación4


• Valores medidos en años anteriores, a partir de lectura de contadores, facturas eléc-tricas, equipos de medida como los analizadores de redes eléctricas, etc.

• Especificación de la potencia eléctrica de los equipos de corriente alterna y continuay estimación del número de horas diarias de funcionamiento.

4.2.1. Electrificación de viviendas


En aplicaciones de electrificación de viviendas para las que no se disponga de datos,se utilizarán para el diseño los consumos eléctricos de corriente alterna (CA) y con-tinua (CC) orientativos de la tabla 4.1.

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Aparato Potencia (W) Tiempo de uso

CA CC (horas / día)

Iluminación de dormitorio 20 13 1

Iluminación de cuartos de baño 20 13 2

Iluminación cocina 20 13 3

Iluminación salón 40 13 7

Lavadora 1.600 — 0,5

Lavadora en frío 300 — 0,2

Lavavajillas 1.600 — 1

Frigorífico 100 — 24

Microondas 850 — 1

Vitrocerámica 1.000-3.000 — 1

Plancha 1.500 — 1

Aspirador 1.500 — 0,5

Pequeños electrodomésticos 300 — 1

Televisor 45-90 — 4

Equipo Hi-Fi 150 — 1

Vídeo 90 — 1

Ordenador 100 — 1

Tabla 4.1: Consumo medio de aparatos domésticos


4.2.2. Sistemas de bombeo de agua

Una de las aplicaciones más interesantes de la energía solar fotovoltaica es la de bombeode agua.

La energía (E en Wh/día) necesaria para desplazar el volumen diario de agua requerido(V) hasta cierta altura (h), viene dado por la siguiente expresión:

Donde:

• ρ = Densidad del agua en kg/litro, con un valor aproximado a la unidad.

• g = Aceleración de la gravedad, 9,8 m/s2.

• h = Es la diferencia de altura, en metros, entre el nivel de descarga de la tubería deimpulsión en el depósito y el nivel estático del agua del pozo. Se han consideradodespreciables las pérdidas por fricción en las tuberías y la variación del nivel diná-mico del agua durante el bombeo.

• V = Volumen diario de agua a bombear en m3.

Conociendo las horas diarias de funcionamiento de la bomba (t en horas) puede calcular-se la potencia necesaria en W.

La eficiencia de la bomba (η) relaciona la transformación de energía eléctrica en mecá-nica por el motor de la bomba. La potencia eléctrica de la bomba (Pe en W) será:

La eficiencia de la bomba (η) oscila entre 0,25 y 0,6. Para sistemas de bombeo encorriente alterna puede utilizarse como valor 0,4.


Se tendrá en cuenta la potencia consumida en el arranque de la motobomba en lapotencia pico máximo instantánea.

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P =2,725·h·V

=E

t t

Pe =2,725·h·V

=P

η t·η

E = 2,725·h·V=ρ·g·h·V

3.600


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4.3. Condiciones climáticas

Otros datos necesarios para el dimensionado de la instalación son, para cada mes, las con-diciones climáticas del lugar donde se encuentra ubicada la instalación solar:

• Radiación horizontal e inclinada que incide sobre el panel fotovoltaico.

• Horas Pico Solar.

4.3.1. Radiación sobre superficie horizontal

En la tabla 4.2. se muestra, para las diferentes provincias de Castilla y León, el valormedio mensual de la radiación diaria sobre superficie horizontal (en kWh/m2 día), segúnel Plan Solar de Castilla y León.

Tabla 4.2: Radiación sobre superficie horizontal (en kWh/m2 día)

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sept Oct Nov Dic

Avila 1,67 2,53 3,75 4,92 5,39 6,20 7,31 7,03 5,22 3,11 1,92 1,45

Burgos 1,42 2,20 3,45 4,45 5,20 5,98 6,39 5,75 4,64 2,81 1,81 1,25

León 1,61 2,42 3,84 4,78 5,42 6,14 6,73 5,81 4,78 2,89 1,95 1,33

Palencia 1,47 2,50 3,67 4,86 5,47 6,06 6,70 6,00 4,75 3,03 1,83 1,28

Salamanca 1,70 2,64 3,75 4,75 5,47 6,34 6,84 6,28 4,86 3,14 2,06 1,45

Segovia 1,58 2,45 3,72 5,11 5,67 6,28 7,14 6,92 5,22 3,17 1,89 1,42

Soria 1,64 2,42 3,56 4,75 5,47 6,06 6,70 6,20 4,86 3,08 2,11 1,56

Valladolid 1,53 2,45 3,86 4,78 5,53 6,28 6,98 6,39 5,09 3,11 1,92 1,17

Zamora 1,50 2,47 3,67 4,81 6,17 6,00 6,53 6,11 4,78 3,08 1,86 1,28

4.3.2. Radiación sobre superficie inclinada

Para conocer la radiación incidente sobre el panel fotovoltaico según su inclinación res-pecto a la horizontal, se utilizarán los coeficientes representados en la tabla 4.3., segúnestablece el Plan Solar de Castilla y León.

La radiación sobre el módulo inclinado se calcula multiplicando la radiación sobre super-ficie horizontal por el coeficiente correspondiente a la inclinación elegida.

Rβ = R0 · kβ


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Donde:

• β = Ángulo de inclinación del panel fotovoltaico respecto a la horizontal.

• R0 = Valor medio mensual de la radiación diaria sobre superficie horizontal, en

kWh/m2 día.

• Rβ = Valor medio mensual de la radiación diaria sobre el panel fotovoltaico con un

ángulo de inclinación β, en kWh/m2 día.

• kβ = Coeficiente corrector en función del ángulo de inclinación β.

4.3.3. Horas Pico Solar

Los paneles fotovoltaicos son caracterizados bajo unas condiciones de radiación y tem-peratura del panel, que son tomadas como referencia y que se denominan CondicionesEstándar de Medida (CEM).

• Radiación: 1.000 W/m2.

• Distribución espectral: AM 1,5 (La masa de aire que ha atravesado la radiaciónsolar hasta llegar al punto de medida).

• Incidencia normal.

• Temperatura de célula: 25ºC.

Grados Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sept Oct Nov Dic

0 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

10 1,15 1,12 1,09 1,06 1,04 1,03 1,04 1,06 1,11 1,15 1,18 1,17

20 1,27 1,21 1,15 1,09 1,04 1,03 1,05 1,10 1,18 1,28 1,34 1,32

30 1,36 1,28 1,19 1,09 1,02 1,00 1,02 1,10 1,23 1,37 1,46 1,44

40 1,42 1,31 1,19 1,06 0,97 0,94 0,97 1,08 1,24 1,42 1,54 1,52

50 1,44 1,31 1,16 1,00 0,89 0,86 0,90 1,02 1,21 1,44 1,59 1,56

60 1,43 1,28 1,10 0,92 0,79 0,75 0,80 0,93 1,15 1,41 1,59 1,57

70 1,38 1,21 1,01 0,81 0,67 0,62 0,67 0,82 1,07 1,35 1,55 1,53

80 1,30 1,12 0,90 0,68 0,53 0,48 0,53 0,69 0,95 1,25 1,47 1,46

90 1,19 1,00 0,76 0,54 0,38 0,32 0,38 0,54 0,81 1,12 1,36 1,35

Tabla 4.3: Factor de corrección kβ para superficies inclinadas (para una latitud de 42º)


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Si se quiere evaluar la energía que el panel fotovoltaico puede producir diariamente,habría que conocer cuántas horas diarias con una radiación de 1.000 W/m2 equivalen a laradiación total diaria (la correspondiente a la inclinación del panel fotovoltaico). Esteconcepto se denomina Horas Pico Solar (HPS). Atendiendo a su definición, las horaspico solar se pueden estimar según la siguiente expresión:

Donde:

• HPSβ = Horas pico solar para una inclinación β.

• Rβ = Radiación media diaria en kWh/m2 día para una inclinación β.

• Iβ (CEM) = Potencia de radiación incidente en kW/m2. Para las Condiciones Estándar

de Medida (CEM) su valor es 1 kW/m2.

Por lo tanto, si los datos de la radiación diaria se dan en kWh/m2 día, el valor numéricode las horas pico solar y la radiación diaria coincide.

HPSβ =Rβ

Iβ (CEM)

5Dimensionado básico del campode paneles fotovoltaico

I.E.S. Vasco de la Zarza (Ávila)

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DIMENSIONADO BASICO DEL CAMPO DE PANELES FOTOVOLTAICO 61

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5.1. Generalidades

El dimensionado básico de la instalación hace referencia a la selección de la potencia delcampo de paneles fotovoltaico o campo generador. En el siguiente capítulo se trata eldimensionado del resto de componentes de la instalación.

Cuando se realiza el cálculo del dimensionado de la instalación, se ha de tener muy pre-sente el tipo de instalación fotovoltaica a diseñar. En el caso de instalaciones aisladas dela red, el objetivo será garantizar el suministro de energía eléctrica. Sin embargo, en ins-talaciones conectadas a la red eléctrica, aunque podría cubrirse parte de las necesidadesde electricidad mediante la instalación solar y el resto ser proporcionadas por el suminis-tro convencional, el objetivo será maximizar dicha producción de electricidad solar ogarantizar, al menos, unas prestaciones eléctricas mínimas anuales de la misma.

En general, el procedimiento básico de dimensionado se divide en tres partes fundamentales:

• Estimar la demanda de energía.

• Evaluar la energía solar disponible.

• Definición de la potencia del campo generador, a partir de los datos anteriores.

En los puntos 5.3 y 5.4 se describe de manera más detallada los pasos anteriores segúnsea la instalación aislada o conectada a la red general.

5.2. Especificaciones del Plan Solar de Castilla y León

Para el dimensionado básico, podrá utilizarse cualquiera de los métodos de cálculo acep-tado por proyectistas, fabricantes e instaladores, con preferencia, fundamentalmente, deldescrito en el Plan Solar de Castilla y León.

El método de cálculo especificará, para cada mes, los valores medios diarios de:

• La demanda energética.

• La aportación del sistema solar.

• El rendimiento de la instalación.

Dimensionado básico del campode paneles fotovoltaico5


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También se deben especificar las prestaciones globales anuales definidas por:

• La demanda de energía anual.

• La energía solar aportada total anual.

• La aportación renovable media anual (%).

Una vez realizada la selección de la potencia de los paneles fotovoltaicos, serán definidos losaportes solares mensuales y anuales, para una curva de consumo correspondientes a dos valo-res de la carga de consumo de ± 30%, respecto al valor de consumo utilizado para el diseño.

5.3. Dimensionado de instalaciones aisladas

El cálculo de la instalación vendrá dado por la relación entre la demanda de energía delsistema y la energía que puede aportar el sol.

5.3.1. Evaluación de la demanda energética

Como ya se comentó en el capítulo 4, la estimación correcta de la energía consumida noes fácil, pues intervienen multitud de factores que afectan al consumo final de electrici-dad, si bien en dicho capítulo ya se propusieron unas pautas para estimar este consumoen aplicaciones como la electrificación de viviendas y el bombeo de agua.

Para cada mes se estima el consumo medio diario. De manera general se pueden seguirlos siguientes pasos:

Realizar un inventario de los diferentes equipos eléctricos de corriente alterna (CA) ycontinua (CC), indicando su potencia y tiempo estimado de utilización diaria para cadames.

El consumo diario de energía en continua, Ecc en Wh/día, vendrá dado por la siguienteexpresión:

Ecc = Pcci · hi

i∑


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Donde:

• Pcci = potencia del equipo i de corriente continua, en W.

• hi = horas de utilización diaria del equipo i.

El consumo diario de energía en alterna, Eca en Wh/día, vendrá dado por la siguienteexpresión:

Donde:

• Pcai = potencia del equipo i de corriente alterna, en W.

• hi = horas de utilización diaria del equipo i.

El consumo diario total, Ed en Wh/día, vendrá dado por la suma del consumo de corrientealterna y continua, teniendo en cuenta los rendimientos del regulador e inversor, por lo tanto:

Donde:

• ηreg = Rendimiento del regulador en tanto por uno. Se puede considerar un valormedio de 0,98.

• ηinv = Rendimiento del inversor en tanto por uno. El rendimiento mínimo delinversor variará entre 0,7 y 0,85, en función del tipo de inversor y carga a la queestá trabajando.

Para facilitar la tarea se proponen unas tablas mensuales (Tabla 5.1) a completar con losdatos anteriores.

Eca = Pcai · hi

i∑

Ed =Eca

+Ecc

)( ηreg ηreg · ηinv


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MES

EQUIPOPotenciaPcai (W)

Tiempo utilizaciónHoras/Día

CORRIENTE ALTERNA (CA)

Consumo diarioEcai (Wh/día)

(1) (2) (3)=(1)x(2)

(3)’

(3)’’

Consumo total alterna Eca (Wh/día)

Rendimiento inversor ηinv (tanto por uno)

Rendimiento regulador ηreg (tanto por uno)

Consumo total alterna con pérdidas Eca/ηinvηreg (Wh/día)

(4)=(3)+(3)’+…

(5)

(6)

(7)=(4)/(5)x(6)

EQUIPOPotenciaPcci (W)

Tiempo utilizaciónHoras/Día

CORRIENTE CONTINUA (CC)

Consumo diarioEcai (Wh/día)

(8) (9) (10)=(8)x(9)

(10)’

(10)’’

Consumo total continua Ecc (Wh/día)

Rendimiento regulador ηreg (tanto por uno)

Consumo total alterna con pérdidas Ecc/ηreg (Wh/día)

(11)=(10)+(10)’+...

(6)

(13)=(7)+(12)

(12)=(11)/(6)

Consumo total diario Ed (Wh/día)

(14)Utilización mensual, días/mes

Consumo total mensual Em (Wh/mes) (15)=(13)x(14)

VALORES TOTALES

Tabla 5.1: Tabla para calcular la demanda eléctrica a satisfacer por la instalación fotovoltaica


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5.3.2. Evaluación del aporte solar

Para evaluar la energía solar aportada es necesario conocer la radiación solar incidentepor m2 de panel fotovoltaico orientado hacia el sur y con un ángulo de inclinación β res-pecto a la horizontal.

Estos datos se encuentran recogidos en el capítulo 4, en la tabla 4.2 Radiación sobresuperficie horizontal Ro y tabla 4.3 Factor de corrección para superficies inclinadas kβ.

Se considera, como norma general, que la inclinación del panel ha de coincidir con la lati-tud del lugar, aunque puede haber excepciones, como las expuestas en el capítulo 6Diseño del sistema de captación, en el cual se trata con más profundidad la inclinación yorientación del módulo.

Rellenando una tabla similar a la tabla 5.2, se puede calcular el valor de la radiaciónmedia diaria y horas pico solar de cada mes, para la inclinación y localización escogida.

Es necesario incidir de nuevo que el valor numérico de las horas pico solar y la radiaciónmedia diaria coincide si las unidades de la radiación diaria vienen en kWh/m2 día.

Tabla 5.2: Cálculo de la energía solar disponible

Mes R0 kβ, factor Rβ HPSβ

(kWh/m2día) corrección (kWh/m2día) Horas/día

Ene (1) (2) (3)=(1)x(2) (4)=(3)

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic


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5.3.3. Definición de la potencia del campo generadorA partir de los apartados anteriores, se conoce para cada mes las necesidades de energíay la energía disponible por aporte solar.

Como el criterio general es que los consumos queden garantizados durante el periodo deutilización de la instalación, es necesario tomar como base de cálculo de la instalación elmes más desfavorable del año.

Se entiende como mes más desfavorable del periodo en estudio, aquel en que el cocienteentre la energía disponible por aporte solar y las necesidades de energía alcance el valormás pequeño. Para la obtención del mes más desfavorable, se puede rellenar la tabla 5.3,donde se compara para cada mes el consumo medio diario frente la energía disponible.Se calcula para cada mes el cociente entre el consumo de energía (Ed) y la energía dispo-nible (Rβ). Se dimensionará la instalación para el mes en que este cociente resulte más bajo.

Mes Energía disponible Consumo de Energía CocienteRβ (kWh/m2día) Ed (kWh/m2día) Rβ / Ed

Ene (1) (2) (3) =(1) / (2)

FebMarAbrMayJunJulAgoSepOctNovDic

Tabla 5.3: Obtención del mes más desfavorable


Se considerarán los siguientes periodos de cálculo a efectos de dimensionado delcampo generador.

Instalaciones no conectadas a la red general de distribución

Aplicación de la instalación Periodo de cálculo considerado

Instalaciones de uso estacional Mes más desfavorable del periodo de uso

Instalaciones de uso permanente Mes más desfavorable del periodo anual


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La potencia del campo de paneles fotovoltaicos se establecerá como el consumo dia-rio total y la cobertura de la instalación solar prevista, partido por el producto de lashoras pico de sol en el mes de cálculo y el rendimiento medio del panel definido enel apartado 4.2 de la misma Especificación.

En principio, en este tipo de instalaciones, se intenta cubrir toda la demanda, por lo tantose va a considerar una cobertura igual que la unidad.

La potencia a la que hace referencia es la potencia pico del campo generador, Ppgenerador,que es la potencia máxima en kW que puede entregar el campo fotovoltaico en lasCondiciones Estándar de Medida (CEM).

Para obtener el valor de esta potencia, en el mes de cálculo, se iguala la energía mediadiaria que puede aportar el campo fotovoltaico con el consumo medio diario.

Donde:

• Ppgenerador = Potencia pico del campo generador en Condiciones Estándar deMedida (CEM), en kW.

• ηpanel = Rendimiento medio del panel fotovoltaico. Se puede tomar un valor de0,85.

• HPSβ = Horas Pico Solar para un ángulo de inclinación β.

• Ed = Energía media diaria consumida en kWh/m2día.

Por lo tanto, la potencia del campo de paneles fotovoltaicos viene dada por la siguienteexpresión:

Por cuestiones de seguridad en el abastecimiento de energía, en ocasiones esta potenciapuede incrementarse hasta un 20%. Es decir, se puede multiplicar la potencia obtenidapor un factor de seguridad de 1,2.

En el caso de instalaciones mixtas con sistemas complementarios compuestos por aeroge-neradores o grupos electrógenos, es necesario establecer qué parte de la demanda satisface

Energía media diaria generada = Energía media diaria consumida

Ppgenerador · ηpanel · HPSβ = Ed

Ppgenerador =Ed

ηpanel · HPSβ


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el sistema complementario y, por tanto, qué parte va a ser abastecida por la instalación solar. Siel sistema compuesto por el aerogenerador o grupo electrógeno está dimensionado para cubrirun α% de la demanda diaria, la demanda a cubrir por el sistema de paneles fotovoltaicos sería:

Y, por lo tanto, la potencia del campo de paneles fotovoltaico vendría dada por la siguien-te expresión:


Se elegirá el número de paneles fotovoltaicos, de acuerdo con su potencia pico y vol-taje de trabajo, dependiente del regulador e inversor seleccionados, necesarios paraproporcionar la potencia calculada del campo de paneles, redondeándose el resulta-do del cálculo anterior al número de módulos inmediatamente superior.

Según lo descrito en el párrafo anterior, el número de paneles fotovoltaico vendrá dadopor la siguiente expresión:

Donde:

• Ppgenerador = Potencia pico del campo de paneles fotovoltaico en kW.

• Pppanel = Potencia pico del panel fotovoltaico en kW en Condiciones Estándar deMedida, según datos del fabricante.

Como se explica cuando se hace referencia al conexionado de los módulos o paneles foto-voltaicos, éstos se agrupan en ramas o baterías fotovoltaicas, dentro de las cuales losmódulos se conectan en serie o en asociaciones serie-paralelo. Por otra parte, las ramas obaterías se agrupan en paralelo para formar el campo generador.

Por lo tanto, una vez calculado el número de paneles fotovoltaicos, puede resultar válida lasiguiente aproximación para calcular el número de ramas y paneles por rama fotovoltaica.

Ed · (100-α)

100

Ppgenerador =Ed (100-α)

ηpanel · HPSβ ·100

Nº paneles = Parte entera ( ) +1Ppgenerador

Pppanel


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Donde:

• Vn = Tensión nominal de la instalación en Voltios.

• Vnpanel = Tensión nominal de los paneles en Voltios.

El número de ramas fotovoltaicas sería:


El dimensionado de las instalaciones solares fotovoltaicas no conectadas a la redgeneral de distribución deberá cumplir, de manera obligatoria, las siguientes presta-ciones mínimas, en horas de funcionamiento al año:

5.4. Dimensionado de instalaciones conectadas a la red general dedistribución

La motivación principal del dimensionado de instalaciones solares fotovoltaicas aisladases asegurar un suministro de energía, por lo que la potencia del campo de paneles vienedeterminada por la relación entre la demanda de energía del usuario y el aporte solar.

En instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red eléctrica, ésta relación no es determi-nante, puesto que toda la energía eléctrica demandada es suministrada desde la red eléc-trica convencional de distribución, red a la cual se volcará toda la energía proporcionadapor la instalación solar. Así, el criterio de dimensionamiento varía, calculándose la poten-cia del campo generador de acuerdo a la potencia que el usuario pretenda volcar a la red.

Nº paneles/rama fv =Vn

Vnpanel

Nº ramas fv =Nº paneles

Nº paneles /ramas fv

Aplicación Prestaciones mínimas anuales

Fotovoltaica aislada 1.000 kWh / kWpico


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La potencia del campo de paneles viene dada por la siguiente expresión:

Donde:

• Ppgenerador = Potencia pico del campo de paneles fotovoltaico en kW.

• Pred = Potencia a volcar en red en kW.

• ηinv = Rendimiento del inversor en tanto por uno. El rendimiento mínimo del inver-sor variará entre 0,83 y 0,89, en función de la potencia del inversor y carga a la queestá trabajando.

• ηpanel = Rendimiento medio del panel fotovoltaico. Se puede tomar un valor de 0,85.

Para calcular el número de paneles fotovoltaicos, una vez conocida la potencia del campofotovoltaico, se aplica el mismo criterio que en instalaciones fotovoltaicas aisladas.


El dimensionado de las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red gene-ral de distribución deberá cumplir, de manera obligatoria, las siguientes prestacionesmínimas, en horas de funcionamiento al año.


Se considerarán los siguientes periodos de cálculo a efectos de dimensionado delcampo generador.

En instalaciones conectadas a la red general de distribución, la potencia del campode paneles se elegirá como el cociente entre la potencia que se pretende volcar a lared y el producto del rendimiento medio del módulo fotovoltaico por el rendimientodel inversor seleccionado.

Ppgenerador =Pred

ηpanel · ηinv


Fotovoltaica conectada a red 1.000 kWh / kWpico

Instalaciones conectadas a la red general de distribución

Aplicación de la instalación Periodo de cálculo considerado

Maximización de la producción de energía eléctrica Anual

6Diseño del sistema de captaciónI.E.S. Virgen del Espino (Soria)

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DISEÑO DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN 73

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6.1. Generalidades

Una vez conocido el número de módulos necesarios, se ha de estudiar la adaptación delos mismos en el espacio disponible.

Habrá que considerar la orientación y la inclinación de los módulos, las posibles sombras,la distancia mínima entre módulos y el anclaje de los mismos a la estructura del edificio.


En la memoria de diseño o proyecto se especificará de los módulos:

• El modelo.

• Número.

• Orientación.

• Inclinación.

• Esquema completo de conexionado.

Todos los módulos que integren la instalación serán del mismo modelo y marca.

6.2. Orientación e inclinación

La orientación siempre debe ser hacia el sur porque es la única en la que el aprovecha-miento anual de la radiación es máximo. Se podría variar esta orientación por circuns-tancias especiales, como sombras, falta de espacio, integración arquitectónica, etc.

La inclinación más idónea depende de las condiciones de utilización de la instalación, asípueden darse diferentes casos:

• 20º mayor que la latitud para utilización principalmente en invierno (albergues demontaña).

Diseño del sistemade captación6


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• 10º mayor que la latitud para utilización uniforme a lo largo de todo el año (electri-ficación de viviendas, bombas de agua, repetidores de TV, etc).

• 10º menor que la latitud para utilizaciones principalmente en primavera y verano.


El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinaciónespecificado para el módulo, salvo en sistemas de seguimiento solar, y teniendo encuenta la facilidad de montaje y desmontaje.

Se admitirán unas desviaciones máximas de ± 20º respecto al sur geográfico, para laorientación.

Se admitirán unas desviaciones máximas de ± 10º respecto de la latitud, para la incli-nación.

Es conveniente saber que el sur geográfico no coincide con el magnético dado por la brú-jula, pudiendo localizarse de la siguiente manera:

• 2 ó 3 horas antes del mediodía solar, colocar una varilla vertical en el suelo, medirsu sombra y hacer una señal.

• Hacer un círculo con la medida de la sombra en el suelo.

• Por la tarde, cuando la sombra tenga otra vez la medida del círculo, hacer otra señal.

• La recta que une ambas señales, mirando hacia la varilla, está orientada al sur geo-gráfico.

Figura 6.1: Orientación e inclinación de los módulos


Diferencia entre hora solar y hora local

La hora local que marca el reloj no coincide con la hora solar, debido a los adelantos hora-rios, la longitud del lugar y otros parámetros. Para mostrarlo se va a explicar el cálculodel tiempo solar verdadero (T.S.V.).

T.S.V. = Hora oficial local – adelanto respecto de la hora solar ± longitud

del lugar ± ecuación del tiempo.

La longitud del lugar influye con 4 minutos por grado: si es hacia el este se restará, y sies hacia el oeste se sumará.

La ecuación del tiempo se muestra en la siguiente gráfica:

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Figura 6.2: Determinación práctica del sur geográfico

-15

-15

-5

0

5

10

15

Min

utos

Ene

r.

Feb.

Mar

.

Abr

.

May

.

Jun.

Jul.

Ago

s.

Sept

.

Oct

.

Nov

.

Dic

.

Gráfica 6.1: Ecuación del tiempo


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En instalaciones integradas en cubiertas o fachadas por consideraciones de integra-ción arquitectónica o impacto visual no será necesario ajustarse a lo especificadoanteriormente. Para lo que será necesario un informe técnico. En este caso se justifi-cará el aumento de potencia instalada.

Dispositivos de seguimiento solar

Generalmente los módulos de las instalaciones fotovoltaicas tienen una orientación einclinación fijas pero, sin embargo, existen instalaciones con sistemas de modificación dela orientación e inclinación del módulo.

Estos sistemas logran mantener la superficie del panel lo más perpendicular posible a laradiación solar durante más tiempo que las fijas, por lo que serán capaces de proporcio-nar mayor cantidad de energía eléctrica durante todo el año.

Dependiendo del mecanismo de rotación que se instale pueden realizarse los siguientesseguimientos:

• Seguimiento del azimut del sol (eje de giro en dirección Norte – Sur).

• Seguimiento de la altura solar (eje de giro en dirección Este – Oeste).

• Seguimiento en dos ejes, el primero es el eje polar del módulo (eje cuya inclinacióncoincide con la latitud del lugar) y el segundo es un eje horizontal Este – Oeste quepermite variar el ángulo del módulo respecto a la horizontal.


A efectos de esta especificación, se entenderá como sistema de seguimiento solar aaquella estructura que permite orientar los módulos fotovoltaicos perpendicularmen-te al sol, en uno o dos ejes, de manera automática. En las instalaciones que incorpo-ren sistemas de seguimiento solar se describirá su funcionamiento y solución cons-tructiva en el proyecto técnico.

6.3. Determinación de sombras y distancia mínima entre módulos

A la hora de la instalación de los módulos fotovoltaicos influyen las sombras que puedanproporcionar los obstáculos próximos (edificios colindantes, árboles, otros módulos, chi-meneas, etc.) sobre los mismos, por lo que hay que evitar que queden a su sombra.


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En energía solar fotovoltaica las sombras son especialmente peligrosas, ya que puedenprovocar la inversión en el funcionamiento de los módulos actuando éstos como recepto-res de la corriente en las zonas sombreadas.


La instalación del campo de colectores se realizará de forma que se asegure que almediodía solar del solsticio de invierno no haya más de un 2% de la superficie útilde captación en sombra.

Por razones justificadas (integración arquitectónica, superficie libre para la ubicaciónde colectores, etc.) podrá no cumplirse el requisito anterior, en cuyo caso se evalua-rá la reducción producida por las sombras en las prestaciones energéticas de la ins-talación. En este caso se justificará el aumento de superficie de captación.

Los topes de sujeción de paneles y la propia estructura no arrojarán sombra sobre losmódulos.

Una determinación exacta de las posibles sombras se puede realizar conociendo la alturasolar y el azimut durante todo el año y, así, comprobar si algún obstáculo puede ocultarel sol en algún momento a la instalación.

La distancia d, medida sobre la horizontal, entre una fila de módulos y un obstáculo, dealtura h, que pueda producir sombra sobre la instalación será igual o superior al valorobtenido por la expresión:

d = h / tg (67º - latitud) = h • k

Siendo:

• d la separación entre filas.

• h la altura del obstáculo, o diferencia de altura entre la parte alta de una fila demódulos y la parte baja de la siguiente.

• k = 1/tg (67º - latitud) un coeficiente adimensional cuyo valor se obtiene en la tabla6.1 a partir de la latitud del lugar.

La distancia entre la parte posterior de una fila de módulos y la parte baja de la siguien-te debe ser igual o mayor que el valor obtenido mediante la expresión anterior.

Latitud (º) 29 37 39 41 43 45

k 1,280 1,732 1,881 2,050 2,246 2,475

Tabla 6.1: Coeficiente de separación entre filas de módulos


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En la figura 6.3:

• L es la longitud del módulo.

• α es el ángulo de inclinación del módulo.

• d es la distancia mínima entre la parte posterior de una fila de módulos y la partebaja de la siguiente.

Para hacer una estimación de la superficie en planta necesaria para la ubicación de losmódulos, incluidos los módulos y la separación entre ellos, bastará con multiplicar elnúmero de módulos por el valor de (d + L cos α) y por la anchura del módulo.

Se ha de tener en cuenta que los módulos fotovoltaicos pueden ser instalados, indistinta-mente, tanto en disposición horizontal como vertical.

6.4. Estructura soporte

Es el sistema de fijación de los módulos en el campo fotovoltaico. La estructura debetener un anclaje que la haga resistente a la acción de los agentes atmosféricos de la zona,pero, como mínimo, resistirá una velocidad de 150 km/h. Además, esta estructura debede mantener al campo fotovoltaico con la orientación y la inclinación adecuadas para elmáximo aprovechamiento de la instalación.

Como los módulos fotovoltaicos estarán aproximadamente orientados hacia el sur, lascargas de viento que pueden ser peligrosas serán las que vengan del norte, ya que supo-nen fuerzas de tracción sobre los anclajes que son mucho más peligrosas que las de com-presión.

La fuerza del viento es f = p S senα

Siendo:

• S la superficie del módulo.

Figura 6.3: Distancia mínima entre módulos


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• α el ángulo de inclinación del módulo con la horizontal.

• p la presión frontal del viento, es decir, la presión que ejercería el viento sobre unasuperficie perpendicular a la dirección del mismo. Depende de la velocidad.


En el proyecto técnico se especificarán cuáles son las cargas máximas que soportarála estructura y que transmitirá al suelo, o lugar sobre el que se asiente, así como lacapacidad del mismo para soportar las cargas transmitidas por la estructura.

Los materiales que se deben utilizar para las estructuras soportes son, preferiblemente,aluminio anodizado, acero inoxidable o hierro galvanizado, y la tornillería deberá sersiempre de acero inoxidable.

Se debe conectar la estructura soporte a una toma de tierra tal y como se especifica en elReglamento Electrotécnico para Baja Tensión.

Las diferentes posibilidades de colocación de las estructuras, son:

Suelo: Es la forma más habitual de las instalaciones fotovoltaicas. Presentan ventajas encuanto a montaje, accesibilidad, pero es más susceptible de sufrir inundaciones, actos devandalismo, roturas, etc.

Tejado: También es de las más comunes, aunque presenta inconvenientes en cuanto a lasimpermeabilizaciones de los tejados.

Pared: Es necesario disponer de buenos puntos de anclaje y han de ser situadas en pare-

Figura 6.4: Esquema de actuación de la fuerza del viento sobre un módulo


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des orientadas al sur, lo que puede presentar problemas de accesibilidad.

Poste: Se utiliza para instalaciones de pequeñas dimensiones en equipos aislados.

El diseño y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de los paneles permi-tirán las necesarias dilataciones térmicas, sin transmitir cargas que puedan afectar a laintegridad de los propios módulos.

Los puntos de sujeción de los módulos fotovoltaicos serán suficientes en número, tenien-do el área de apoyo y posición relativa adecuadas, de forma que no se produzcan flexio-nes en el panel superiores a las permitidas por el fabricante.

Figura 6.6:Estructura paratejado

Figura 6.5:Estructura paratejado o suelo

Figura 6.7:Estructuras enposte


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La realización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de proceder al galvani-zado o protección de la estructura. La tornillería y piezas auxiliares estarán protegidas porgalvanizado o zincado, o bien serán de acero inoxidable.


En el caso de instalaciones integradas en cubierta o fachada que hagan las veces deéstas, el diseño de la estructura y la estanqueidad entre módulos fotovoltaicos se ajus-tará a las exigencias de las Normas Básicas de la Edificación y a las técnicas usualesen la construcción de cubiertas.

El peso de los módulos ha de tenerse en cuenta a la hora de elegir su ubicación, tanto si

ésta se trata de una estructura soporte anexa al edificio, como para su integración arqui-tectónica. En la siguiente tabla se muestran algunos valores de pesos de módulos foto-voltaicos comerciales.

6.5. Conexionado de los módulos

El conexionado de los módulos es un aspecto muy importante en una instalación de ener-gía solar fotovoltaica.

Los acoplamientos entre módulos o paneles para formar una batería de módulos puedenser en serie y en paralelo (fig. 6.8. y fig. 6.9.).

La conexión de módulos en serie hará que el voltaje de la unión sea la suma de los vol-

Potencia DIMENSIONES (mm) Peso(Wp) Largo Ancho Alto (Kg)

10 582 262 39 3,4

20 720 370 46 4,8

50 1.003 462 45 5,5

80 1.231 556 45 7,8

100 1.293 650 34 9,3

150 1.580 800 35 16,6

Tabla 6.2: Dimensiones y pesos de módulos fotovoltaicos


tajes individuales de cada módulo, mientras que la intensidad resultante será igual a laproporcionada por uno solo de ellos. Sin embargo, con la conexión en paralelo, la ten-sión se corresponderá con la proporcionada por un solo módulo y la intensidad con la de

la suma de las intensidades de todos los módulos.

También pueden existir combinaciones de ambos sistemas serie – paralelo. Por ejemplo,en la figura 6.10 se representa la conexión de dos grupos en paralelo, en la que cada grupoestá formado por dos módulos conectados en serie.

Para la disposición de los módulos habrá que tener siempre presentes los criterios gene-rales que establece el Plan Solar.


Los módulos se instalarán en baterías conectándose los módulos entre sí en serie.

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Figura 6.8: Acoplamiento en serie de 4 módulos

Figura 6.9: Acoplamiento en paralelo de 4 módulos

Figura 6.10: Acoplamiento serie – paralelo de módulos

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7Dimensionado y diseño del restode componentes y equipos

I.E.S. Camino de la Miranda (Palencia)

DIMENSIONADO Y DISEÑO DEL RESTO DE COMPONENTES Y EQUIPOS 85

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7.1. Sistema acumulador o de baterías

Para dimensionar el sistema acumulador hay que tener en cuenta tanto los parámetrosnominales de la batería como las condiciones de funcionamiento de la instalación.

1. Parámetros nominales de la batería

• Capacidad nominal (Cn): Cantidad de carga en Ah que es posible extraer de unabatería en un número n de horas determinado. Normalmente se referencia a 20 horas(C20) o 100 horas (C100), la relación entre ambas es C100/C20 ≈ 1,25.

• Profundidad de descarga (PD): Cociente, en porcentaje, entre la carga extraída deuna batería y su capacidad nominal.


La profundidad de descarga (referida a la capacidad nominal del acumulador) noexcederá el 80% en instalaciones donde se prevea que descargas tan profundas noserán frecuentes. En aquellas aplicaciones en las que estas sobredescargas puedan serhabituales, tales como alumbrado público, la máxima profundidad de descarga nosuperará el 60%.

• Capacidad útil (Cu): Capacidad en Ah disponible o utilizable en función de la pro-fundidad máxima de descarga permitida (PDmax). Viene definido por la siguienteexpresión:

Cu = Cn·PDmax

Por lo tanto, cuanto mayor sea la profundidad máxima de descarga permitida, más pare-cida es la capacidad útil a la capacidad nominal.

Dimensionado y diseño del restode componentes y equipos7


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2. Condiciones de funcionamiento de la instalación.

• Consumo medio diario de la instalación en Wh (Ed) para el mes de diseño (el másdesfavorable). Este valor fue calculado en el capítulo 5 a partir de los consumos delos equipos en corriente continua y alterna, incluyendo los rendimientos del inver-sor y del regulador.

• Autonomía (A): Sería el máximo número de días seguidos que la instalación es capazde satisfacer el consumo de electricidad en condiciones completamente desfavorables,es decir, a expensas de las baterías sin producción de energía en los paneles.


La capacidad de las baterías se dimensionará, para el voltaje de trabajo del campo depaneles, de forma que proporcionen al menos 6 y 4 días (para instalaciones fotovol-taicas y eólico – fotovoltaicas, respectivamente) de autonomía de la instalación (parauna capacidad de carga de las baterías de 100 h, C100).

A partir de los parámetros anteriores se siguen los pasos siguientes para dimensionar elcampo de baterias.

1. La capacidad disponible (útil) del campo de baterías Cu, tiene que asegurar que satisfa-ce las necesidades diarias de consumo para el número de días de autonomía estableci-do. Por cuestiones de seguridad se puede aumentar esa capacidad en un 10%:

Cu = 1,1 · Ed · A (Wh)

2. La capacidad se expresa normalmente en Ah, por lo que habrá que dividir el valor enWh por la tensión nominal de la instalación (Vn);

3. La capacidad nominal (Cn) del campo de baterías se calcula a partir de la capacidaddisponible (Cu) en función de la profundidad de descarga máxima permitida (PDmax):

Cu =1,1 · Ed · A

Vn(Ah)

Cn = =1,1 · Ed · ACu

PDmax PDmax · Vn(Ah)


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La capacidad del sistema de acumulación se obtendrá como el producto de los díasde autonomía seleccionados y el consumo total diario mayorado en un 10%, dividi-do por el voltaje del regulador y la profundidad de descarga máxima de la batería. Elresultado se refiere a C100.

4. Es necesario imponer una restricción en el tamaño o capacidad del sistema acumu-lador con el fin de evitar que las corrientes de carga resulten excesivamente bajaspara el tipo de baterías escogido.


Para asegurar una adecuada recarga de las baterías, la capacidad nominal del acu-mulador (en Ah) no excederá en 25 veces la corriente de cortocircuito (Iccgenerador)en CEM del generador fotovoltaico en (A).

Por lo tanto la capacidad total del sistema de baterías se encontrará en el intervalo siguien-te:

Donde Iccgenerador es la corriente de cortocircuito del sistema generador, que vendrá dadopor el número de ramas de paneles fotovoltaicos conectados en paralelo y la corriente decortocircuito en CEM de los paneles (Iccpanel).

Iccgenerador = Iccpanel · Nº ramas fv

5. El número de baterías que forman el campo acumulador vendrá dado por la relaciónentre la capacidad nominal total del campo y la C100 de la batería escogida:

6. Los acumuladores se conectan entre sí, de forma que la tensión del campo de bate-rías sea la de diseño del campo generador. Las baterías pueden formar grupos debaterías, de forma que dentro de cada grupo se conecten en serie, mientras que losgrupos se conectan en paralelo. El número de baterías que forman cada grupo es:

1,1 · Ed · A

PDmax · Vn≤ Cn ≤ 25 · Iccgenerador

Nº Baterías =Cn

C100


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Donde:

• Vn = Tensión nominal de la instalación en Voltios.

• Vnbatería= Tensión nominal de las baterías en Voltios.

El número de grupos en paralelo sería:

Consideración equivalente a la indicada en el punto 5, por cuanto el número de grupos enparalelo vendrá determinado por la capacidad de acumulación total que se quiere conseguir.

En las siguientes figuras se muestran diferentes modos de conexión de las baterías entre sí.

Nº Baterías / grupo =Vn

Vnbatería

Nº grupos =Nº baterías

Nº baterías / grupo

Figura 7.1: Conexión de baterías en serie

A regulador / inversor y consumo

Figura 7.2: Conexión de baterías en paralelo



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Otras características que hay que tener en cuenta a la hora de decidir el lugar en el queirán ubicadas las baterías son sus dimensiones y pesos.

En el mercado existe una gran variedad de baterías. En la siguiente tabla se muestranalgunos valores de dimensiones y pesos para diferentes capacidades.

7.2. ReguladorUna vez conocido el número de módulos fotovoltaicos y la capacidad de los acumulado-res, el dimensionado del regulador consistirá en elegir un equipo en el mercado que seadapte al resto de parámetros eléctricos de los componentes de la instalación.

El regulador debe asegurar las siguientes funciones:

• Proteger a la batería frente a la sobrecarga y a la sobredescarga.

• Disponer de alarmas de baja carga de la batería y de aumento de la carga

Figura 7.3: Conexión de baterías en serie - paralelo

Tabla 7.1. Dimensiones y pesos de baterías.

12 60 258 166 235 24

12 65 355 167 183 22,2

12 80 355 167 183 24

12 100 330 171 227 32

2 200 171 106 367 15

2 300 171 151 367 21

2 400 210 173 367 28

2 500 241 171 367 33

Baterías Monoblock

Tensión(V)

Capacidad(Ah)

Peso(Kg)

DIMENSIONES (mm)

Largo Ancho Alto

Vasos



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manuales y que se activen automáticamente cuando se alcancen los valores deconsigna.

• Reconexión automática o manual.

Los principales requisitos que debería cumplir el regulador serán:

• El regulador deberá estar tarado para que se desconecte de la carga cuando se alcan-ce la máxima profundidad de descarga.

• El voltaje fin de carga debe estar en el rango 2,3 – 2,4 V/vaso a 25ºC.

• La reconexión a la carga debería ser 0,08 V/vaso (ó 0,5 V para 12 V) superior al vol-taje de desconexión de la carga.

• Los voltajes de desconexión y reconexión deben tener una precisión de ± 1% y man-tenerse constante en todo el rango posible de variación de temperatura.


La intensidad del regulador se dimensionará, para el voltaje del campo de panelesseleccionado, como el cociente entre la potencia, en WP, del campo de paneles y elvoltaje en el punto de máxima potencia del campo de paneles.

7.3. Inversor

Al igual que el dimensionado del regulador, el dimensionado del inversor se realizará unavez conocido el número de módulos fotovoltaicos y la capacidad de los acumuladores.

Los parámetros que hay que tener en cuenta en el dimensionado son los siguientes:

La tensión nominal de entrada del inversor es un valor de referencia. El inversor debe sercapaz de transformar distintas tensiones, ya que la tensión de entrada no siempre va acorresponder con un valor fijo.

La potencia nominal del inversor, en ocasiones, es superada por la puesta en marcha dedeterminados elementos de consumo. Por ello el inversor deberá soportar las siguientessobrecargas:

– 160% de la potencia nominal durante 1 minuto.

– 140% de la potencia nominal durante 3 minutos,

– 120% de la potencia nominal durante 10 minutos.

Ir = Wp

Vmax


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La tensión de salida no deberá ser superior a un 5% de la tensión nominal de salida eninversores de onda senoidal y un 10% en inversores de onda cuadrada.

La eficiencia del inversor tendrá los siguientes valores:

Los dispositivos de seguridad de los inversores son:

• Dispositivo de corte por falta de carga.

• Protección contra cortocircuitos, sobrecargas e inversión de la polaridad.

La elección del inversor debe hacerse de forma que sea compatible, en cuanto a potencianominal, forma de onda y factor de distorsión, con los equipos a los que vaya a conectarse.


La potencia del inversor se dimensionará como el inmediatamente superior a lapotencia pico máxima instantánea de todos los consumos en corriente alterna de lainstalación. Seleccionada la potencia, se establecerá el voltaje de trabajo del inversorde entre los equipos comerciales existentes.

Deberá tenerse en cuenta que el inversor elegido sea capaz de arrancar y operar todaslas cargas especificadas en la instalación, especialmente las de aquellos aparatos querequieren elevadas corrientes de arranque (TV, motores, bombas, etc.).

7.4. Cableado

La longitud del cableado de instalaciones fotovoltaicas deberá de ser la mínima posible,por ello habrá que instalar lo más cerca posible los módulos, el regulador, las baterías yel inversor.

El cálculo de la sección del cableado se hará aplicando la fórmula siguiente:

Donde:

L = Distancia entre los puntos A y B (m)

I = Intensidad de corriente (A)

VAB = Tensión de trabajo entre los puntos A y B (V)

∆V = Caída de tensión (%)

% Potencia Nominal 10 20 30 40 > 40

Eficiencia 60 70 75 80 85

S = 3,448 L · I

VAB · ∆V


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Las mínimas secciones de cables en cada una de las líneas, deberían ser al menos:

• 2,5 mm2 del generador al regulador.

• 4 mm2 del regulador a las baterías.


Para cualquier condición de trabajo, los conductores de la parte de corriente continuadeberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior, inclu-yendo cualquier terminal intermedio, a los valores especificados a continuación(referidos a la tensión nominal continua del sistema):

• Caídas de tensión máxima entre generador y regulador/inversor: 3%.

• Caídas de tensión máxima entre regulador y batería: 1%.

• Caídas de tensión máxima entre inversor y batería: 1%.

• Caídas de tensión máxima entre regulador e inversor: 1%.

• Caídas de tensión máxima entre inversor/regulador y cargas: 3%.

En la tabla 7.2 se muestran algunos ejemplos de secciones en función de los demás pará-metros.

Se seleccionarán los cables comerciales que más se aproximen a las secciones obtenidas(siempre el diámetro comercial superior al calculado).

7.5. Ubicación de los componentes

Los componentes de una instalación fotovoltaica suelen estar ubicados en casetas quepueden ser anexas al campo de módulos fotovoltaicos o lejanas a éste y más próximas al

Distancia Intensidad Tensión Caída de tensión Sección (m) (A) (V) (%) (mm2)

5 5 12 3 (generador y regulador/inversor) 2,4

10 5 12 3 (generador y regulador/inversor) 5





Tabla 7.2: Secciones de cableado


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punto de consumo. En caso de instalaciones domésticas los componentes pueden encon-trarse en la propia vivienda en alguna dependencia habilitada como "sala de equipos".

Sea cual sea ésta ubicación, debe garantizar las condiciones de seguridad de los equiposque se han descrito en anteriores capítulos.

La altura de la sala debe poseer en torno a 2,5 metros y unas condiciones de ventilacióntales que impidan las condensaciones y el sobrecalentamiento de los equipos.


Los acumuladores se dispondrán evitando su contacto directo con el suelo a fin deprotegerlos frente a contactos con superficies húmedas.

Por su parte los reguladores e inversores se ubicarán al abrigo de la intemperie, enlugar ventilado y suspendido de la pared a una distancia mínima de 1,5 m del sueloy lo más próximos posible de los módulos y baterías, de las cuales deberán distar,cada uno de ellos, horizontalmente, al menos, 0,5 m.

Las canalizaciones eléctricas discurrirán siempre por encima de las tuberías que con-duzcan agua.

Los equipos eléctricos no se instalarán nunca debajo de tuberías de agua.

7.6. Sistema aerogenerador

En cualquier sistema aerogenerador para la producción de energía eléctrica se deben con-siderar los siguientes factores:

Aeromotor

• Sistema de regulación: Debe conferir al rotor una velocidad de rotación estable apartir de cierta velocidad de viento.

• Sistema de seguridad: Destinado a frenar la máquina en caso de tempestad, si el sis-tema de regulación es inoperante a altas velocidades.

• Generador eléctrico: Puede ir directamente acoplado al aeromotor, en el caso mássencillo las palas van montadas sobre el eje del motor. Puede existir un multiplica-dor entre el aeromotor y el generador.

• Mecanismo de giro: Permite que la máquina esté siempre orientada en la direccióndel viento.

• Armazón: Envuelve y protege a todas las piezas del conjunto de los factores climá-ticos.


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Torre soporte

Los aeromotores suelen estar colocados en dos tipos de soportes:

• Soportes autoportantes: de estructura metálica, tubulares, de hormigón, etc.

• Soportes atirantados: estructura metálica y tubulares.

Los factores a considerar son los siguientes:

• Altura: El aerogenerador debe estar situado por encima de las perturbaciones cau-sadas por el terreno.


Los aerogeneradores se ubicarán en aquellas zonas en las que el viento fluya lo máslibremente posible, bien sobre tejados o construcciones existentes, o sobre el terrenomontado sobre estructuras metálicas, de forma que el aerogenerador pueda girarlibremente 360º sin ningún obstáculo.

Para ello, se recomienda la no presencia de objetos u obstáculos a una distancia infe-rior a 150 m, medida la altura del rotor, del eje del aerogenerador.

La altura mínima del rotor del aerogenerador, cuando se instale sobre un tejado,sobre el nivel de éste será de 2,5 m.

• Frecuencia: Una máquina giratoria produce vibraciones, por lo tanto es importanteque la frecuencia de la propia torre sea muy diferente a la frecuencia de las vibra-ciones producidas en el aerogenerador.

• Mantenimiento: El acceso de la torre debe ser fácil para su buen mantenimiento.

• Forma: Preferiblemente no angular, para evitar esfuerzos innecesarios en la mismatorre, mejorando así el flujo de corriente de aire.

• Robustez: La torre deberá resistir las sobrecargas producidas; esfuerzos producidospor funcionamiento anormal, ráfagas de viento y turbulencias.


Se recomienda que la zapata de soporte de la torre posea una profundidad mínimapor debajo del nivel del terreno de 1 m. No obstante, sus dimensiones serán tales quesoporten el propio peso de la torre y del aerogenerador.

Cuando sea precisa la instalación de vientos o tensores, éstos se dispondrán en un núme-ro no inferior a 3, debiendo instalarse éstos, al menos, cada 3 m. de torre y siempre paralos 5 primeros metros. Los vientos, preferentemente, se instalarán con un ángulo deinclinación de 45º y consistirán en cable de acero de, al menos, 6 mm. de grosor.


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Conexionado

Protección contra rayos: Como los aerogeneradores se colocan generalmente en puntoselevados, y además deben ser más altos que los obstáculos de sus alrededores, constitu-yen puntos de descarga de electricidad electrostática durante las tormentas.

Aunque por propia constitución el generador está protegido contra las descargas eléctri-cas, por estar encerrado en una estructura metálica conectada a tierra (caja de Faraday),la instalación a la que está conectada puede ser destruida por las sobretensiones que sepropagan por el cable eléctrico de alimentación colocado entre el aerogenerador y la uti-lización. El generador eléctrico puede resultar dañado por contracorriente, en caso de quela utilización quede en cortocircuito.

Por tanto, para emplazamientos expuestos a posibles descargas atmosféricas, es indis-pensable:

• Conectar la torre soporte a una buena toma de tierra.

• Colocar elementos de protección para reducir las sobretensiones de origen atmos-férico, como los descargadores de tensión o varistores.


Se tendrá especial atención a la protección del cableado, así como a la posibilidad deinversión de la polaridad.

Las torres o mástiles en las que se ubiquen los aerogeneradores se conectarán siem-pre a tierra mediante picas ubicadas, preferentemente, en la base del mástil.

Circuitos asociados

En el caso de un aerogenerador de corriente continua debe contar con los siguientes dis-positivos de protección, en serie con el circuito de carga de la batería de acumuladores:

• Diodo de potencia que evite que la batería pueda descargarse a través del generador,cuando esté parado por la falta de viento o por estar frenado.

• Un interruptor y un fusible en el circuito de carga del aerogenerador, que puedenestar colocados en la misma caja. El interruptor permite abrir el circuito de carga,cuando las baterías estén totalmente cargadas. El fusible protege a los componentesen caso de falsas maniobras o de fallo de un componente; debe estar calibrado enfunción de la corriente máxima que puede proporcionar el aerogenerador.

• Voltímetro calibrado según la tensión de la batería y que sirva para verificar su esta-do de carga.


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• Un amperímetro o testigo de carga montado en serie en el circuito de carga que per-mita medir la corriente suministrada por el aerogenerador.

Para un aerogenerador de corriente alterna el diodo es sustituido por un rectificadormonofásico o trifásico según el alternador utilizado. Entre el alternador y el rectificadorpuede intercalarse un transformador para adaptar la tensión de salida a la del alternadorde la batería de acumuladores.


El conexionado de los aerogeneradores se realizará al regulador de la instalación.Caso de que exista más de un aerogenerador, se conectarán entre sí en paralelo, cadauno de ellos con su correspondiente fusible de protección en la línea de corrientepositiva.

A la salida del regulador hacia la batería se dispondrá, preferentemente, un amperí-metro en la línea de corriente positiva, así como un fusible de protección cuando elpropio regulador carezca de dicha protección.

En instalaciones mixtas, la configuración del campo de paneles se adecuará al volta-je de diseño de los aerogeneradores o viceversa.

Prestaciones

Las prestaciones energéticas proporcionadas por los aerogeneradores tendrán en cuen-ta la velocidad media del viento en la ubicación en la que se encuentran emplazados yla curva característica intensidad – velocidad de viento del aerogenerador.


El dimensionado de los aerogeneradores deberá cumplir, de manera obligatoria, lassiguientes prestaciones mínimas, en horas de funcionamiento al año.


Aerogeneradores 1.600 kWh / kW

8Sistemas de mediciónenergética

Centro Específico de Formación Profesional (Zamora)

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SISTEMAS DE MEDICIÓN ENERGÉTICA 99

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8.1. Generalidades

La memoria de diseño o proyecto especificará las características del sistema de mediciónenergética: sistema de adquisición de datos, elementos de medida, condiciones de fun-cionamiento, etc.

El sistema de monitorización se encargará de realizar la medida de parámetros funciona-les necesarios para evaluar las prestaciones de la instalación.


El sistema de monitorización, cuando se instale, proporcionará medidas (en forma demedias diarias), como mínimo, de las siguientes variables:

Instalaciones no conectadas a la red general de distribución:

• Tensión y corriente DC del generador.

• Potencia DC consumida, incluyendo el inversor como carga DC.

• Potencia AC consumida si la hubiere, salvo para instalaciones cuya aplicación es,exclusivamente, el bombeo de agua.

• Contador volumétrico de agua para instalaciones de bombeo.

• Radiación solar en el plano de los módulos medida con una célula o un módulo detecnología equivalente.

• Temperatura ambiente en la sombra.

Instalaciones conectadas a la red general de distribución:

• Voltaje y corriente DC a la entrada del inversor.

• Voltaje de fase/s en la red, corriente total de salida del inversor.

• Radiación solar en el plano de los módulos medida con una célula o módulo de tec-nología equivalente.

Sistemas de mediciónenergética8


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• Temperatura ambiente en la sombra.

• Potencia reactiva de salida del inversor para instalaciones mayores de 5 kWp.

• Temperatura de los módulos en integración arquitectónica y siempre que sea posi-ble en potencias mayores de 5 kW.

8.2. Contador de energía

Se entiende como contador de energía aquel equipo que permite medir el consumo (cir-cuito de corriente continua y alterna) y/o la producción eléctrica (kWh) de la instalaciónsolar. Estos equipos deberán estar convenientemente calibrados, así como cumplir con lasespecificaciones definidas en el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión.

Estos equipos suelen estar integrados en otros equipos como el regulador o los dispositi-vos de seguridad.

8.3. Medida de la radiación solar

La medida de la radiación global se podrá realizar mediante piranómetro o célulacalibrada.

Las características de los piranómetros estarán comprendidas dentro de las especificacio-nes establecidas por la Organización Meteorológica Mundial:

Figura 8.1:Contador de energía inte-

grado en un regulador

Figura 8.2:Piranómetro

SISTEMAS DE MEDICIÓN ENERGÉTICA 101

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• Variación de la respuesta con la temperatura ambiente: ±1%.

• Variación de la sensibilidad del sensor a las diferentes regiones del espectro de laradiación solar: ±2%.

• Linealidad de respuesta: ±1%.

• Variación de la respuesta con el ángulo de incidencia: ±1%.

Se deben montar en el plano de los módulos del sistema y a la altura del perfil superiordel mismo, de forma que en ningún caso proyecte sombras sobre el propio módulo.

Deben estar bien ventilados por el aire ambiente.

El cableado ha de estar protegido de la radiación directa, así como de la radiación elec-tromagnética, mediante malla exterior.

8.4. Medida de la temperatura ambiente

La medida de la temperatura ambiente se realizará mediante una sonda de insolación o untermómetro de mercurio, situados siempre a la sombra, para no verse afectados por latemperatura que puedan alcanzar los componentes.

Con las características generales de la instalación, la temperatura ambiente, la radia-ción solar y la energía producida, se podrá verificar el correcto funcionamiento de lainstalación.

8.5. Sistema de adquisición de datos

Cada vez va siendo más frecuente la utilización, en instalaciones fotovoltaicas, de ele-mentos que faciliten al usuario información completa sobre el comportamiento generaldel sistema. Para ello es necesario utilizar un sistema de adquisición de datos.

La información recogida puede ser mostrada una vez que haya sido tratada conveniente-mente para hacerla entendible al usuario o mostrarla directamente por medio de indica-dores y visualizadores presentes en los propios aparatos.

Figura 8.3:Sonda deTemperaturaambiente


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Figura 8.4:Sistema de regulación y control

con funciones avanzadas deadquisición de datos

Figura 8.5:Sistema de adquisición yalmacenamiento de datos

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9Presupuesto de lasinstalaciones

I.E.S. Francisco Salinas (Salamanca)

PRESUPUESTO DE LAS INSTALACIONES 105

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9.1. Generalidades

Una parte muy importante en la realización de un buen proyecto es la preparación de unpresupuesto ajustado a la realidad de los costes.

Un presupuesto mal confeccionado puede ocasionar muchos problemas a una empresainstaladora de energía solar. Por otra parte, si la instalación está bien presupuestada, peromal proyectada o realizada, puede ser una fuente inagotable de costes adicionales.

Existen diversos documentos relacionados con el presupuesto que influyen directamentesobre la cuantía de éste:

• Contrato de instalación: Debe especificar el precio total y los trabajos y materialesincluidos en ese precio.

• Memoria técnica: Tendrá mayor o menor complejidad, de acuerdo al volumen eco-nómico del proyecto. Un proyecto bien diseñado en todos los aspectos reduce cos-tes, es más rentable y por lo tanto más sencillo de vender.

• Manual de operación y mantenimiento: Es muy importante por las consecuenciaseconómicas que puede acarrear una mala operación o un mantenimiento deficiente.Su coste debe incluirse en el presupuesto.

• Garantía: No confundir lo que hay que incluir en la garantía, con lo que correspon-de al contrato de mantenimiento.

• Contrato de mantenimiento: Es muy importante para la empresa instaladora, ya quesi la instalación no se mantiene adecuadamente, puede tener problemas durante lagarantía, y suponer muchos gastos adicionales.


• La garantía comprende la reparación o reposición, en su caso, de los componentesy piezas que pudieran resultar defectuosas, así como la mano de obra empleada en lareparación o reposición durante el plazo de vigencia de la garantía.

Presupuesto de lasinstalaciones9


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• Quedan expresamente incluidos todos los demás gastos, tales como desplazamien-tos, medios de transporte, amortización de vehículos y herramientas, disponibilidadde otros medios y eventuales portes de recogida y devolución de los equipos para sureparación en los talleres del fabricante.

• Asimismo, se deben incluir la mano de obra y materiales necesarios para efectuarlos posteriores ajustes, reglajes y nueva puesta en marcha de la instalación.

9.2. Tipos de presupuesto

Existen diferentes formas de realizar un presupuesto, pero básicamente se distinguen trestipos en función del tamaño y la complejidad de la instalación:

• Presupuesto por partida completa de obra: Se utiliza en grandes y medianas insta-laciones.

• Presupuesto por partidas globales: Se utiliza en medianas y pequeñas instalaciones.

• Presupuesto simplificado: Se utiliza en instalaciones muy pequeñas.

9.2.1. Presupuestos por partida de obra

Esta forma de realizar un presupuesto es interesante para las grandes y medianas instala-ciones, porque implica menor riesgo de error para el proyectista.

Consiste en que el presupuesto de la instalación solar sea una de las partidas del total dela obra de un edificio. La partida destinada a la instalación solar se subdivide a su vez ensubpartidas, cada una de las cuales incluye el total de los materiales, equipos, mano deobra y trabajos subcontratados (cuando los haya).

Cuando el proyectista tiene experiencia y datos de otras instalaciones, este sistema le per-mite calcular mejor los costes de mano de obra y de los materiales necesarios, ya que cadauna de las subpartidas está bien definida.

El número de subpartidas es elegido por el proyectista y a cada una de ellas debe añadir-les tanto el beneficio industrial como el IVA.

Es importante incluir en el presupuesto los trabajos y materiales que van a cargo del usua-rio y que por lo tanto no están considerados en el coste global.

El presupuesto se completará con el plazo de garantía, el plazo de entrega y las condi-ciones de pago.

9.2.2. Presupuesto por partidas globales

Esta forma de realizar un presupuesto es sencilla para las pequeñas y medianas instala-ciones, y sobre todo cuando el proyectista no tiene demasiada experiencia.

107

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PRESUPUESTO DE LAS INSTALACIONES

Consiste en que el presupuesto se divida en partidas globales de materiales y equipos ymano de obra total. Para el proyectista con experiencia tiene mayor dificultad, sin embar-go, permite comparar fácilmente los costes de los equipos y de los materiales.

Además de cada una de las partidas mencionadas, no debe olvidarse de introducir unapartida correspondiente a las pruebas de funcionamiento, otra correspondiente al benefi-cio industrial y otra a los impuestos. También se puede incluir como otra partida los cos-tes generales de la empresa, aunque a veces van prorrateados entre todas las partidas.

Si la instalación es muy grande, este tipo de presupuesto implica mayor riesgo de error.

9.2.3. Presupuesto simplificado

En las pequeñas instalaciones, debido a su bajo coste, el presupuesto tiene que ser muysencillo, por eso se utiliza el presupuesto simplificado.

La forma más sencilla de realizar este presupuesto es hacerlo de forma global, sin dife-renciar partidas o en todo caso utilizar el sistema de partidas globales, ya que sólo hay unequipo, algunos materiales y las labores principales del instalador están muy definidas(fijar el equipo, realizar las conexiones eléctricas y ponerlo a punto), para poder evaluarcorrectamente la partida presupuestaria correspondiente a la mano de obra.

Hay que tener en cuenta si se requieren medios mecánicos para trasladar y colocar losmódulos fotovoltaicos en su ubicación, ya que la cuantía suele ser elevada y sería un olvi-do importante no incluirlo en una partida.

9.3. Costes normalizados de inversión, operacióny mantenimiento según el Plan Solar de Castilla y León

El Plan Solar de Castilla y León propone unos costes normalizados de los diferenteselementos o partidas características de una instalación fruto de la experiencia. Así, poruna parte, da una idea de los precios para ayudar a ofertar al proyectista y, por otra, pro-tege al usuario, al poder contrastar el precio que le están ofertando por una determina-da instalación.

Se definen dos costes normalizados para las instalaciones acogidas al Plan Solar:

• Coste Normalizado de Inversión (C.N.I.): Representa el valor del coste de la inver-sión, considerado a los efectos del Plan Solar de Castilla y León, para una instala-ción caracterizada por unos componentes concretos, acorde a las condiciones demateriales, diseño y montaje detalladas en la Instrucción Técnica de la DirecciónGeneral de Energía y Minas citada en el Artículo 1º de la Orden Solar (2004).

• Coste Normalizado de Operación y mantenimiento (C.N.O.): Representa el valoranual del coste de operación y mantenimiento, considerado a los efectos del PlanSolar de Castilla y León, para una instalación caracterizada por unos componentes


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concretos, acorde a las condiciones de operación y mantenimiento detalladas en lainstrucción técnica de la Dirección General de Energía y Minas citada en el Artículo1º de la Orden Solar (2004).

En todos los valores económicos del C.N.I. y del C.N.O. no está incluido el I.V.A., nicualquier otro impuesto, tasas de legalización, autorización, compra o alquiler de terre-nos, gastos de indemnizaciones o compensaciones, etc.

9.3.1. Coste normalizado de inversión (C.N.I.)

El coste normalizado de inversión se refiere al coste del suministro “llave en mano” deuna instalación de energía solar fotovoltaica.

A continuación se reflejan los costes normalizados referentes a la convocatoria 2004 delPlan Solar, valores que pueden verse modificados en convocatorias posteriores.

A estos efectos se considera, para el cálculo del C.N.I., los siguientes elementos o par-tidas características: 1) Módulos fotovoltaicos; 2) Estructura de soporte de módulos; 3)Aerogenerador; 4) Acumuladores (baterías); 5) Equipos electrónicos (inversores, con-tadores, sistemas de monitorización, reguladores, etc.); 6) Cables, interruptores, pro-tecciones, etc.; 7) Montaje, instalación, transporte, puesta en marcha, etc.; 8) Operacióny mantenimiento durante garantía y 9) Costes extraordinarios (obra civil y estructurasespeciales).

El C.N.I. será la suma de los costes unitarios de los 9 elementos característicos, cuandocorrespondan según el proyecto considerado, anteriormente enunciados.

En instalaciones eólico – fotovoltaicas no conectadas a red, se calcularán los C.N.I. de laparte fotovoltaica1 y de la parte eólica de la instalación, siendo ésta última la suma de lossiguientes elementos: 3) Aerogenerador, 6) Cableado, 7) Montaje y 8) Operación y man-tenimiento durante garantía, para la potencia nominal total de la instalación eólica.

1) Módulos fotovoltaicos

Para este elemento se establece el siguiente coste normalizado unitario por unidad depotencia pico del panel fotovoltaico:

1 Los elementos comunes de la instalación eólico-fotovoltaica, 4) Acumuladores y 5) Equipos electróni-cos, se diseñarán para la aplicación conjunta y su C.N.I. será incluido en el C.N.I. de la parte fotovoltai-ca de la instalación.

Rango de Potencia pico del panel Coste Normalizado unitario (euros / Wp)

Menor o igual que 30 Wp 12,00

Mayor que 30 Wp 5,70

109

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El coste normalizado total para este elemento será igual a la suma para cada rango depotencia, del producto del coste normalizado unitario de cada rango multiplicado por lapotencia pico del total de los módulos fotovoltaicos a instalar de cada rango de potencia.

Finalmente, el coste normalizado total para este elemento será corregido multiplicándolopor un coeficiente de dificultad, según la complicación de la ubicación a utilizar para ins-talar el campo de módulos, según se expresa en el siguiente cuadro.

2) Estructuras de soporte de módulos

Para este elemento se establece un coste normalizado unitario por unidad de potencia picototal:

El coste normalizado total para este elemento será igual al producto del coste normaliza-do unitario multiplicado por la potencia pico total a instalar.

3) Aerogenerador

En el siguiente cuadro se muestran los costes normalizados considerados por unidad depotencia nominal, en función de la potencia del aerogenerador:

Ubicación Coeficiente

Suelo 0,9

Terraza Plana 1

Cubierta Inclinada 1,1

Potencia pico total Coste Normalizado unitario (euros / Wp)

Mayor que Menor o igual que

0 80 Wp 3,50

80 Wp 300 Wp 1,25

300 Wp 1.500 Wp 0,65

1.500 Wp 2.600 Wp 0,40

2.600 Wp Infinito 0,10


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En caso de que sea instalado un aerogenerador de potencia nominal diferente a los aquíenumerados, a efectos de evaluar su coste normalizado, se elegirá el inmediatamentesuperior de la tabla anterior.

El coste total normalizado para este elemento será igual al producto del coste normaliza-do unitario multiplicado por la potencia nominal total del aerogenerador a instalar.

Cuando se instale más de un aerogenerador, el coste normalizado de todos ellos será la sumade los costes normalizados de cada uno de los aerogeneradores que se hallan instalado.

Asimismo, por cada aerogenerador a instalar se considerará un coste normalizado fijounitario de 1.000 euros correspondientes al coste de la torre y su cimentación (cuando seprevea su instalación).

4) Acumulación (baterías)

Para definir el coste normalizado de este elemento, se tendrá en cuenta su tipología ycapacidad nominal de carga en Ah para C100, según la siguiente tabla:

Potencia nominal (W) Coste Normalizado unitario (euros / W)

60 14,75

250 6,70

400 5,35

600 3,55

1.500 2,15

3.000 1,75

Mayor o igual que 6.000 1,65

Capacidad nominal de la batería (Ah) Coste Normalizado unitario (euros / Ah)Mayor que Menor o igual que

Baterías monoblock

Cualquier capacidad 0,70

Resto de Baterías (Coste Normalizado unitario por vaso de 2V)

0 500 0,30

500 800 0,25

800 1.800 0,22

1.800 Infinito 0,20

111

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El coste normalizado total para este elemento será igual al producto del coste normalizadounitario multiplicado por la capacidad total de las baterías a instalar según su tipología.

Cuando se prevea la instalación de más de una batería, el coste normalizado de todas ellasserá el resultante de la suma de los costes individuales de cada una de ellas.

5) Equipos electrónicos (inversores, contadores, sistemas de monitorización, regulado-res, etc.)

El coste normalizado de este elemento se calculará como suma de los costes normaliza-dos de los tres componentes siguientes atendiendo a su instalación, en cualquier casocuando se instale más de un equipo de los enumerados a continuación, el coste normali-zado de todos ellos será la suma de los costes normalizados de cada uno de ellos:

(a) Reguladores

Se establece un coste normalizado unitario por unidad de intensidad de corriente nominaldel regulador según la siguiente tabla:

El coste normalizado de este elemento será igual al producto del coste normalizado uni-tario, multiplicado por la intensidad nominal total del regulador a instalar.

(b) Inversores o convertidores

Se establece un coste normalizado unitario por unidad de potencia nominal del inversorsegún las siguientes tablas:

Intensidad nominal del regulador (A) Coste Normalizado unitario

Mayor que Menor o igual que (euros / A)

0 7 5,80

7 11 12,00

11 12 9,00

12 Infinito 6,25

Potencia nominal del inversor Coste Normalizado unitario (euros / W)(W) Energía solar fotovoltaica o eólico-

Mayor que Menor o igual que fotovoltaica aislada

0 250 1,50

250 1.500 1,30

1.500 2.400 1,10

2.400 Infinito 0,90


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El coste normalizado de este elemento será igual al producto del coste normalizado uni-tario multiplicado por la potencia nominal total del inversor a instalar.

(c) Contadores y sistemas de monitorización

Caso de que se prevea su instalación, se establece un coste normalizado unitario fijo de115 euros por unidad de contador instalado y de 850 euros por unidad de sistema demonitorización instalado.

6) Cables, interruptores, protecciones, etc.

El coste normalizado para este elemento se define de acuerdo a la potencia pico (partefotovoltaica) o nominal (parte eólica) de la instalación, según el siguiente cuadro:

El coste normalizado de este elemento será igual al producto de coste normalizado unita-rio por la potencia total (pico y/o nominal) instalada.

Potencia nominal del inversor Coste Normalizado unitario (euros / W)(W) Energía solar fotovoltaica conectada

Mayor que Menor o igual que a red

0 2.500 0,85

2.500 Infinito 0,70

Potencia Coste Normalizado unitario

Mayor que Menor o igual que (euros / Wp o W)

0 50 2,65

50 85 1,65

85 100 1,35

100 160 0,80

160 200 0,75

200 300 0,60

300 400 0,50

400 1.000 0,40

1.000 2.400 0,30

2.400 Infinito 0,15

113

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7) Montaje, instalación, transporte, puesta en marcha, etc.

El coste normalizado para este elemento tendrá en cuenta el montaje de módulos foto-voltaicos o de los aerogeneradores, de acuerdo a las siguientes cuantías:

El coste normalizado para este elemento se calculará como el producto del coste norma-lizado unitario de montaje del panel fotovoltaico por la potencia pico total del campo demódulos, o el coste unitario normalizado de montaje del aerogenerador por el número deéstos a instalar.

8) Operación y mantenimiento durante garantía

Para definir el coste normalizado de este elemento, se define un porcentaje sobre el costetotal normalizado correspondiente a los módulos (sin aplicar el coeficiente de dificultad)o aerogeneradores (sin considerar el coste fijo unitario de torre y cimentación), según seindica en el siguiente cuadro:

Elemento de montaje Coste unitario normalizado


Panel fotovoltaico

0 30 Wp 1,50 euros / Wp

30 Wp 2.500 Wp 0,80 euros / Wp

2.500 Wp 5.000 Wp 0,40 euros / Wp

5.000 Wp Infinito 0,15 euros / Wp

Aerogenerador

Cualquier potencia 400,00 euros / generador

Unidad de potencia Porcentaje (%)


Potencia pico del campo de módulos

0 30 Wp 5,00

30 Wp 5.500 Wp 3,00


Potencia nominal del campo de aerogeneradores

0 6.000 W 2,00

6.000 W Infinito 1,00


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El coste normalizado para este elemento se calcula como el producto del porcentajeexpresado en el cuadro anterior sobre el coste total correspondiente a los módulos (sinaplicar el coeficiente de dificultad) o producto del porcentaje expresado en el cuadro ante-rior sobre el coste total correspondiente a los aerogeneradores (sin considerar el coste fijounitario de torre y cimentación).

9) Costes extraordinarios (obra civil y estructuras especiales)

Serán consideradas partidas extraordinarias admitidas dentro del C.N.I., las correspon-dientes a:

• Obra civil de carácter especial.

- Construcción y/o modificación de casetas para albergar las baterías.

- Ubicación de aerogeneradores en cubierta.

• Estructuras de carácter especial.

- Estructuras en cubierta para ubicar los módulos, como consecuencia de la bajaresistencia de la cubierta existente.

- Estructuras definidas a efectos de mejorar la integración del campo de módulos enel entorno y/o edificio.

- Seguidores solares.

Para la inclusión de estos conceptos en el C.N.I., será preciso un informe detallado en elque se contemplen los costes de mano de obra, materiales y tiempos de las partidas uni-tarias características de la labor a realizar.

El valor máximo de inversión para estos elementos extraordinarios será del 10% de la sumadel resto de elementos considerados, salvo en el caso de instalaciones solares fotovoltaicascon seguidores solares automatizados en dos ejes, que podrá llegar a ser del 20%.

9.3.2. Coste normalizado de operación y mantenimiento (C.N.O.)

Para definir el Coste Normalizado de Operación y mantenimiento (C.N.O.), se define unporcentaje (instalaciones solares fotovoltaicas) sobre el coste normalizado total de losmódulos fotovoltaicos (sin aplicar el coeficiente de dificultad) a instalar o un coste fijoanual (instalación de aerogeneradores) según se indica en el cuadro siguiente:

115

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El coste normalizado de Operación y Mantenimiento (C.N.O.) será igual al producto delcoste normalizado total correspondiente a los módulos (sin aplicar el coeficiente de difi-cultad) multiplicado por los porcentajes indicados en el primer cuadro del presente punto,más el coste normalizado individual de los aerogeneradores (expresado en el segundocuadro del presente epígrafe) por el número de aerogeneradores totales a instalar.

Potencia pico del campo de módulos Porcentaje (%)


0 30 Wp 5,0

30 Wp 5.500 Wp 3,0


Aerogenerador Coste Normalizado (euros/aerogenerador)

Cualquier potencia 90,00

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10Esquemas eléctricos eninstalaciones fotovoltaicas

I.E.S. La Torre (León)

119

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ESQUEMAS ELÉCTRICOS EN INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS

10.1. Generalidades

Como complemento de las configuraciones de las distintas instalaciones solares fotovol-taicas tipo descritas en el Capítulo 3, adjunto se desarrollan los esquemas eléctricos de lasmismas, esquemas en los cuales se reflejan tanto las protecciones y puestas a tierra, comoel cableado de CC y CA.

10. 2. Esquemas eléctricos de las instalaciones

Adjunto se representan los esquemas eléctricos de las siguientes instalaciones tipo:

1.– Instalación aislada de red con consumo en corriente continua.

2.– Instalación aislada de red con consumo en corriente alterna.

3.– Instalación aislada de red con consumo en corriente continua y alterna.

4.– Instalación de bombeo sin acumulación con consumo en corriente continua.

5.– Instalación de bombeo sin acumulación con consumo en corriente alterna.

6.– Instalación de bombeo con acumulación con consumo en corriente continua.

7.– Instalación de bombeo con acumulación con consumo en corriente alterna.

8.– Instalación eólico – fotovoltaica (Aerogenerador CC).

9.– Instalación eólico – fotovoltaica (Aerogenerador CA).

10.– Instalación fotovoltaica con grupo electrógeno.

11.– Instalación conectada a red menor de 5 kW (Inversor monofásico).

12.– Instalación conectada a red mayor de 5 kW (Inversor trifásico).

Esquemas eléctricos eninstalaciones fotovoltaicas10


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1. Instalación aislada de red con consum

o en corriente continua

ESQUEMAS ELÉCTRICOS EN INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS 121

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o en corriente alterna


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o en corriente continua y alterna


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4. Instalación de bombeo sin acum

ulación con consum



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5. Instalación de bombeo sin acum

ulación con consum



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6. Instalación de bombeo con acum

ulación con consum



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7. Instalación de bombeo con acum

ulación con consum



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8. Instalación eólico – fotovoltaica (Aerogenerador CC)


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9. Instalación eólico – fotovoltaica (Aerogenerador CA)


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10. Instalación fotovoltaica con grupo electrógeno


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11. Instalación conectada a red menor de 5 kW

(Inversor Monofásico)


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12. Instalación conectada a red mayor de 5 kW

(Inversor Trifásico)

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IAnexo

Conversión de

unidades

I.E.S. Simón de la Colonia (Burgos)

135

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Unidades eléctricas

CONVERSIÓN DE UNIDADES

Múltiplo Prefijo Símbolo

1.000.000.000 (109) Giga G

1.000.000 (106) Mega M

1.000 (103) kilo k

100 (102) hecto h

10 (101) deca da

0,1 (10-1) deci d

0,01 (10-2) centi c

0,001 (10-3) mili m

0,000001 (10-6) micro µ

Magnitud Unidad Símbolo

Longitud metro m

Masa gramo g

Tiempo segundo s

Corriente eléctrica amperio A

Conversiónde unidadesI

Múltiplos y submúltiplos

Unidades básicas

Magnitud Unidad Símbolo Expresión enunidades básicas

Potencia eléctrica vatio W V • A m2 • kg • s-3

Tensión eléctrica voltio V W • A-1 m2 • kg • s-3 • A-1

Resistencia eléctrica ohmio Ω V • A-1 m2 • kg • s-3 • A-2

Energía eléctrica vatio hora Wh - -


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Potencia eléctrica

La unidad más común para medir la potencia eléctrica es el Vatio (W). (W = V • A)

El vatio (W) es la potencia que consume un elemento al que se le ha aplicado una tensiónde un voltio y circula por él una intensidad de un amperio.

V = Voltio

A = Amperio

Como múltiplos más usuales se emplean:

1 Kilovatio = 1kW = 103 VATIOS

1 Milivatio = 1mW = 10-3 VATIOS

1 Watio = 1W = 1.000 mW = 0.001 kW

Tensión eléctrica

A la diferencia de potencial entre los terminales o polos del generador se le llama tensióno voltaje.

La unidad para medir la tensión eléctrica es el Voltio (V). (V = A • Ω)

Donde:

A = Amperio

Ω = Ohmio

Corriente Continua Corriente Alterna

Potencia eléctrica es: P = V • I Potencia eléctrica es: P = Ve • Ie • cosϕ

Donde: Donde:

V=Tensión Ve=Tensión eficaz

I=Intensidad Ie=Intensidad eficaz

cos ϕ=Factor de potencia

137

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CONVERSIÓN DE UNIDADES

Como múltiplos más usuales se emplean:

1 Kilovoltio = 1kV = 103 Voltios

1 Milivoltio = 1mV = 10-3 Voltios

1 Voltio = 1V = 0.001 KV = 1.000 mV

Resistencia eléctrica

La dificultad que ofrece el conductor al paso de una corriente eléctrica se llama resisten-cia eléctrica.

La unidad que mide la resistencia es el Ohmio (Ω). (Ω = V/A)

Donde:

V = Voltios

A = Amperio

Como múltiplos usuales se emplean:

1 Kiloohmio = 1kΩ = 103 Ohmios

1 Megaohmio = 1MΩ = 106 Ohmios

1 Ohmio = 1Ω = 0.001 KΩ = 0.000001 MΩ

Energía eléctrica

La unidad más común para medir la energía eléctrica es el Kilowatio hora (kWh).

Corriente Continua Corriente Alterna

Resistencia eléctrica: R = V/I Potencia eléctrica: Impedancia Z

Donde:

V=Tensión Z=R/cos ϕ

I=Intensidad

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IIAnexo

Glosario

I.E.S. Gómez Pereira (Valladolid)

141

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GLOSARIO

Acumulador eléctrico: Elemento de la instalación capaz de almacenar la energía eléctri-ca transformándola en energía química. Se compone de diversas baterías conectadas entresí en serie o paralelo.

Aporte solar, Factor de: Porcentaje de la energía total demandada, cubierta por la energíasolar.

Arquitectura solar o Bioclimática: Conjunto de soluciones arquitectónicas que permitenla captación, almacenamiento y distribución de la energía solar que incide sobre el edifi-cio, mediante la combinación de paredes opacas y transparentes, de la masa térmica deledificio, de la circulación natural del aire y de captadores solares, teniendo en cuenta lascondiciones climatológicas locales.

Autodescarga: Pérdida de carga de la batería cuando ésta permanece en circuito abierto.Habitualmente se expresa como porcentaje de la capacidad nominal, medida durante unmes, y a una temperatura de 20 °C.

Batería Monoblock: Sistema de acumulación basado en una batería compacta capaz desuministrar 12 V.

Batería Modular: Sistema de acumulación basado en la conexión en serie y paralelo dediferentes módulos, de aproximadamente de 2 V cada uno.

Capacidad Nominal: C20 (Ah): Cantidad de carga que es posible extraer de una batería en20 horas, medida a una temperatura de 20 °C, hasta que la tensión entre sus terminalesllegue a 1,8 V/vaso. Para otros regímenes de descarga se pueden usar las siguientes rela-ciones empíricas:

C100 /C20 ≈ 1,25; C40 /C20 ≈ 1,14; C20 /C10 ≈ 1,17.

Capacidad útil: Capacidad disponible o utilizable de la batería. Se define como el pro-ducto de la capacidad nominal y la profundidad máxima de descarga permitida, PDmax.

Capacidad de sobrecarga del inversor: Capacidad del inversor para entregar mayorpotencia de la nominal durante ciertos periodos de tiempo.

GlosarioII


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Campo de paneles: Parte del generador fotovoltaico encargada de la transformación de laradiación solar en energía eléctrica.

Célula fotovoltaica: Elemento de la instalación en el que se transforma la energía solaren energía eléctrica.

Cerramiento: Cuando los módulos constituyen el tejado o la fachada de la construcciónarquitectónica, debiendo garantizar la debida estanqueidad y aislamiento térmico.

CEM (Condiciones Estándar de Medida): Condiciones de irradiancia y temperatura en lacélula solar, utilizadas como referencia para caracterizar células, módulos y generadoresfotovoltaicos y definidas del modo siguiente:

– Irradiancia (GSTC): 1.000 W/m2

– Distribución espectral: AM 1,5 G

– Incidencia normal

– Temperatura de célula: 25 °C

Convertidor continua - continua: Elemento de la instalación encargado de adecuar la ten-sión que suministra el generador fotovoltaico a la tensión que requieran los equipos parasu funcionamiento.

Corriente de cortocircuito o Intensidad de corriente de cortocircuito: Intensidad de lacorriente de un cortocircuito eléctrico cuando éste está cortocircuitado y sin cargas.

Dimensionado: Proceso por el cual se estima el tamaño de una instalación solar fotovol-taica para atender unas necesidades determinadas con unas condiciones meteorológicasdadas.

Efecto Fotovoltaico: Conversión directa de energía luminosa en energía eléctrica.

Electrolito: En el caso de las baterías empleadas en sistemas fotovoltaicos, es una solu-ción diluida de ácido sulfúrico en la que se verifican los distintos procesos que permitenla carga y descarga de la batería.

Elementos de sombreado: Cuando los módulos fotovoltaicos protegen a la construcciónarquitectónica de la sobrecarga térmica causada por los rayos solares, proporcionandosombras en el tejado o en la fachada del mismo.

Efectividad, eficiencia o rendimiento del módulo: Relación entre la energía útil recogiday la incidente (disponible) sobre el módulo.

Estado de carga: Cociente entre la capacidad residual de una batería, en general parcial-mente descargada, y su capacidad nominal.

Foco: Punto en el que inciden los rayos solares tras su reflexión o refracción en las super-ficies o medios correspondientes.

143

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GLOSARIO

Ganancia solar directa: Radiación solar directa que pasando a través de áreas acristala-das contribuye al calentamiento del espacio interior.

Ganancia solar indirecta: Transferencia de energía solar del espacio a calentar, a travésde un captador unido a dicho espacio, mediante un medio transmisor de calor. Ejemplosde estos captadores son los muros o techos de almacenamiento térmico.

Ganancias internas: Energía disipada en el interior del espacio a calentar por las perso-nas o las máquinas en funcionamiento que lo ocupan. Esta energía contribuye a disminuirlos requerimientos de calentamiento del espacio.

Generador fotovoltaico: Asociación en paralelo de ramas fotovoltaicas.

Heliostato: Sistema que comprende un dispositivo absorbente o reflectante. Orientable deforma tal que la radiación directa incidente es absorbida o reflejada en este último casoen un punto fijo, independiente de la posición del sol, durante las horas de luz diurna.

Inclinación: Ángulo que forma el panel fotovoltaico con una superficie perfectamentehorizontal o a nivel.

Instalación Centralizada: Tipo de instalación de electrificación en la que un único gene-rador fotovoltaico con sus sistemas de adaptación de la corriente da servicio a un conjuntode viviendas o instalaciones.

Instalación Descentralizada: Tipo de instalación de electrificación en la que cada usua-rio dispone de su sistema fotovoltaico completo.

Insolación: El total de radiación solar que llega a la placa de cubierta del módulo.Comprende las radiaciones difusa, directa y reflejada.

Instalaciones fotovoltaicas interconectadas: Aquellas que normalmente trabajan en para-lelo con la empresa distribuidora.

lrradiancia: Flujo de radiación solar que incide sobre la unidad de superficie por unidadde tiempo. Se trata de una densidad de potencia. Se mide en kW/m2.

Irradiación: Energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lo largo deun cierto período de tiempo. Se mide en kWh/m2.

Inversor (convertidor continua – alterna): Elemento capaz de transformar la corrientecontinua que suministran las baterías o el campo colector en corriente alterna para su usoen los elementos de consumo.

Integración arquitectónica de módulos fotovoltaicos: Cuando los módulos fotovoltaicoscumplen una doble función, energética y arquitectónica (revestimiento, cerramiento osombreado) y, además, sustituyen a elementos constructivos convencionales.

Interruptor automático de la interconexión: Dispositivo de corte automático sobre el cualactúan las protecciones de interconexión.


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Interruptor general: Dispositivo de seguridad y maniobra que permite separar la instala-ción fotovoltaica de la red de la empresa distribuidora.

Línea y punto de conexión y medida: La línea de conexión es la línea eléctrica mediantela cual se conectan las instalaciones fotovoltaicas con un punto de red de la empresa dis-tribuidora o con la acometida del usuario, denominado punto de conexión y medida.

Microclima: Conjunto de condiciones climáticas que afectan a un área geográfica muyreducida y que difieren apreciablemente de las predominantes en su entorno.

Módulo Fotovoltaico: Dispositivo destinado a captar la radiación solar incidente paraconvertirla, en general, en energía eléctrica.

Orientación: Angulo de desviación respecto al sur geográfico de una superficie. El surreal no debe confundirse con el magnético, del que se diferencia por efecto de la decli-nación magnética.

Potencia máxima del generador (potencia pico): Potencia máxima que puede entregar elmódulo en las CEM.

Potencia nominal del inversor (VA): Potencia especificada por el fabricante, y que elinversor es capaz de entregar de forma continua.

Profundidad de descarga (PD): Cociente entre la carga extraída de una batería y su capa-cidad nominal. Se expresa en porcentaje.

Radiación: Emisión y propagación de energía bajo la forma de ondas o de partículassubatómicas.

Radiación difusa: Parte de la radiación solar incidente que procede de todas las direccio-nes después de su difusión en la atmósfera y eventuales reflexiones en la superficie terres-tre.

Radiación directa: Parte de la radiación solar incidente que no sufre ningún cambio dedirección.

Radiación infrarroja: Radiación invisible electromagnética de longitud de onda superioral intervalo correspondiente a la luz visible.

Radiación, transmisión de calor por: Radiación electromagnética que transmite calordesde un objeto a otro, sin necesidad de medio material entre ambos, y sin calentamien-to del espacio comprendido entre ellos.

Radiación ultravioleta: Radiación invisible electromagnética de longitud de onda inferioral intervalo correspondiente a la luz visible. Esta parte de la radiación solar interviene enlos procesos de deterioro de las superficies expuestas al sol.

Rama Fotovoltaica: Subconjunto de módulos fotovoltaicos interconectados en serie o enasociaciones serie - paralelo con voltaje igual a la tensión nominal del generador.

145

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GLOSARIO

Reflectividad, reflectancia o factor de reflexión: Relación entre la radiación reflejada poruna superficie y la radiación incidente sobre la misma.

Reflectora, superficie: Superficie concentradora basada en la reflexión de la radiación.

Reflexión: Cambio de dirección de las ondas luminosas o sonoras que inciden sobre unasuperficie.

Refracción: Cambio de dirección que experimenta la luz al pasar de un medio a otro.

Régimen de carga (o descarga): Parámetro que relaciona la capacidad nominal de la bate-ría y el valor de la corriente a la cual se realiza la carga (o la descarga). Se expresa nor-malmente en horas, y se representa como un subíndice en el símbolo de la capacidad y dela corriente a la cual se realiza la carga (o la descarga). Por ejemplo, si una batería de 100Ah se descarga en 20 horas a una corriente de 5 A, se dice que el régimen de descarga es20 horas (C20 = 100 Ah) y la corriente se expresa como I20 = 5 A.

Regulador: Dispositivo encargado de proteger a la batería frente a sobrecargas y sobre-descargas. El regulador podrá proporcionar datos del estado de carga.

Revestimiento: Cuando los módulos fotovoltaicos constituyen parte de la envolvente deuna construcción arquitectónica.

Sistema auxiliar: Instalación de energía convencional (no solar) que contribuye a com-pletar la demanda eléctrica total.

Sistema solar activo: Sistema que utiliza módulos solares para transformar una parte dela energía solar incidente sobre el edificio en energía eléctrica.

Sistema solar pasivo: Sistema que utiliza directamente los componentes de un edificio(por ejemplo: ventanas convenientemente orientadas, muro trombe).

Tensión de circuito abierto: Es la diferencia de potencial medida entre dos extremos deun circuito eléctrico, cuando éste está abierto y sin carga.

Tensión nominal: Diferencia de potencial específica, para la que se diseña un equipo ouna instalación.

TONC: Temperatura de operación nominal de la célula, definida como la temperatura quealcanzan las células solares cuando se somete al módulo a una irradiancia de 800 W/m2

con distribución espectral AM 1,5 G, la temperatura ambiente es de 20 °C y la velocidaddel viento de 1 m/s.

Voltaje de desconexión de las cargas de consumo:Voltaje de la batería por debajo del cualse interrumpe el suministro de electricidad a las cargas de consumo.

Voltaje final de carga: Voltaje de la batería por encima del cual se interrumpe la conexiónentre el generador fotovoltaico y la batería, o reduce gradualmente la corriente mediaentregada por el generador fotovoltaico.

Watio Pico: Potencia que hace referencia al producto de la tensión de máxima potenciapor la intensidad de máxima potencia del módulo fotovoltaico.

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IIIAnexo

Simbología

I.E.S. Virgen de la Encina (Ponferrada - León)

149

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Diodo

Fusible

Interruptor

Varistor

Magnetotérmico

Interruptor diferencial

Interruptor vigilante de tensión y de frecuencia

Conexión a tierra

Regulador

Inversor CC/AA

Rectificador CA/CC

Convertidor CC/CC

SIMBOLOGÍA

SimbologíaIIISímbolo Descripción


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Transformador

Módulos fotovoltaicos

Batería

Motor corriente continua

Motor corriente alterna

Aerogenerador CC

Aerogenerador CA

Grupo electrógeno

Contador de energía entrada – salida (Importador – Exportador)

Contador de energía entrada (Carga Particular)

Línea monofásica

Línea trifásica

Símbolo Descripción

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IVAnexo

Bibliografía

I.E.S. Valle del Tiétar (Arenas de San Pedro - Avila)

153

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BIBLIOGRAFÍA

• CENSOLAR (Centro de estudios de la energía solar). “Instalaciones de EnergíaSolar. Sistemas de Conversión Eléctrica”.

• CENTRO DE ESTUDIOS DE LA ENERGÍA. “El sol, un viejo conocido”.Ministerio de Industria y Energía.

• EREN (Ente Regional de la Energía de Castilla y León). Plan Solar de Castilla yLeón. Convocatoria 2004.

• IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía). “Pliego deCondiciones Técnicas de Instalaciones Aisladas de Red”. Octubre 2002.

• IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía). “Pliego de condi-ciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red”. Octubre 2002.

• IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía). “Manuales deEnergías Renovables. Energía Solar Fotovoltaica”. Octubre 1992.

• IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía). “Manuales deEnergías Renovables. Energía Eólica”. Octubre 1992.

• OLMOS MARTÍN, ELENA. “Integración Arquitectónica de Captadores de BajaTemperatura en la Envolvente de los Edificios”. Proyecto fin de carrera. Valladolid,2001.

• LIBRO VERDE. “Hacia una estrategia europea de seguridad del abastecimientoenergético”. Oficina de publicaciones de las comunidades europeas. Luxemburgo,2001.

• GREENPEACE. “Cómo disponer de energía solar fotovoltaica en edificios conec-tados a la red eléctrica”. 1999.

• “Guía de las energías renovables aplicadas a las Pymes”. CEPYME ARAGÓN.

• “Building – Integrated Photovoltaic Desings for Commercial and InstitutionalStructures”. Patricia Eiffert, Ph. D. Gregory J. Kiss.

BibliografíaIV


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• “Optimal Building – Integrated Photovoltaic Applications”. Gregory J. KissJennifer Kinkead.

• “Energía Solar Fotovoltaica”. Boixareau Editores (Marcombo).

• “Energía Solar Fotovoltaica en la Comunidad de Madrid”. Cámara de Comerciode Madrid. (ASIF).

• “Las nuevas energías”. Iberdrola.

• “Sistemas de Energía Fotovoltaica”. ASIF. 2002.

• “Instalaciones Solares Fotovoltaicas”. E. Alcor.

• “Manual del usuario de instalaciones fotovoltaicas”. Colectivo.

• “Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica”, Alcor Cabrerizo, E. “ Serie mono-gráfica: Energía solar y ahorro energético”.

• “Manual de Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica, Lorenzo E;Kreizinger, A.

• Solar Electricity, Roberts, S., Prentice Hall International. Hertfordside (GranBretaña), 1991.

• Curso sobre fundamentos, dimensionado y aplicaciones de la Energía SolarFotovoltaica, CIEMAT, Madrid, 1991.

• Photovoltaic Tecnologies. The State of the Art. Gillet, G.B.; Munto, D. K.; Kant,W., Seminario y Salón de las Energías Renovables, EURES, Sevilla, 1992.

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VAnexo

Direcciones

de interés

Ubisa (Burgos)

157

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DIRECCIONES DE INTERÉS

A.V.1. Junta de Castilla y León

• CONSEJERÍA DE ECONOMÍA Y EMPLEO

Jesús Rivero Meneses, 3 47014 Valladolid.

Tel.: 983 41 41 00. Fax: 983 41 13 95

• CONSEJERÍA DE MEDIO AMBIENTE

Rigoberto Cortejoso, 14 47071 Valladolid.

Tel.: 983 41 99 88. Fax: 983 41 99 66

• DIRECCIÓN GENERAL DE ENERGÍA Y MINAS

Avda. Reyes Leoneses, 11 24008 León.

Tel.: 987 84 02 56. Fax: 987 84 93 90

• ENTE PÚBLICO REGIONAL DE LA ENERGÍA

DE CASTILLA Y LEÓN - EREN.

Edificio EREN, Avda. Reyes Leoneses, 11 24008 León.

Tel.: 987 84 93 93. Fax: 987 84 93 90

http://www.jcyl.es/jcyl-client/jcyl/cee/eren

Correo electrónico: [email protected]

Direccionesde interésV


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A.V.2. Entidades Públicas, Centros de Investigación

y Universidades

• COMISIÓN EUROPEA – Dirección General de Transportes y Energía (TREN).

Rue de la Loi, 200 B – 1049 Bruselas

Tel.: 32 2 299 11 11

http://europa.eu.int/comm/dgs/energy_transport/index_es

• FEDERACIÓN EUROPEA DE AGENCIAS REGIONALES DE ENERGÍA

Y MEDIO AMBIENTE - FEDARENE.

Rue de Beau – Site, 11 B - 1000 Bruselas.

Tel.: 32 2 646 82 10. Fax: 32 2 646 89 75

http://www.fedarene.org

• MINISTERIO DE CIENCIA Y TECNOLOGÍA

Paseo de la Castellana, 160 28071 Madrid.

Tel.: 91 349 49 76/49 61/49 99/49 74. Fax: 91 457 80 66

http://www.mcyt.es Correo E.: [email protected]

• INSTITUTO PARA LA DIVERSIFICACIÓN Y AHORRO

DE LA ENERGÍA – IDAE

Madera, 8 28004 Madrid.

Tel.: 91 456 49 00. Fax: 91 555 13 89

http://www.idae.es

• CENTRO DE INVESTIGACIONES ENERGÉTICAS, MEDIOAMBIENTALES

Y TECNOLÓGICAS - CIEMAT.

Avda. Complutense, 22 28040 Madrid.

Tel.: 91 346 60 95. Fax: 91 346 64 34

http://www.ciemat.es

159

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• INSTITUTO DE CREDITO OFICIAL – ICO

Paseo del Prado, 4 28014 Madrid.

http://www.ico.es

• INSTITUTO DE ENERGÍA SOLAR

Ciudad Universitaria, s/n 28040 Madrid.

Tel.: 91 336 72 29. Fax: 91 544 63 41

Correo E.: [email protected]

• AGENCIA ENERGÉTICA MUNICIPAL DE VALLADOLID – AEMVA

San Benito, 1 47003 Valladolid

Tel.: 983 42 63 68. Fax: 983 42 64 80

• AGENCIA PROVINCIAL DE LA ENERGÍA DE ÁVILA – APEA

Los Canteros, s/n 05005 Ávila

Tel.: 920 20 62 30. Fax: 920 20 62 05

• FUNDACIÓN PARA LA INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO

EN AUTOMOCIÓN – CIDAUT

Parque Tecnológico de Boecillo, Parcela 209 47151 Boecillo (Valladolid).

Tel.: 983 54 80 35. Fax: 983 54 80 62

http://www.cidaut.es Correo E.: [email protected]

• LABORATORIO DE CALIBRACIÓN Y CONTROL ELÉCTRICO Y ELECTRÓNICO

DE CASTILLA Y LEÓN – ASOCIACIÓN LACECAL

Edificio de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales,

Paseo del Cauce, s/n 47011 Valladolid.

Tel.: 983 42 33 43. Fax: 983 42 33 10

Correo E.: [email protected]; [email protected]


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• CENTRO DE AUTOMATIZACIÓN, ROBÓTICA Y TECNOLOGÍAS DE LA INFORMACIÓN

Y DE LA FABRICACIÓN – CARTIF

Parque Tecnológico de Boecillo, Parcela 205 47151 Boecillo (Valladolid)

Tel.: 983 54 65 04. Fax: 983 54 65 21

http://www.cartif.es Correo E.: [email protected]

• UNIVERSIDAD DE VALLADOLID

Pza. de Santa Cruz, 8 47002 Valladolid.

Tel.: 983 42 30 00. Fax: 983 54 65 21

http://www.uva.es Correo E.: [email protected]

• UNIVERSIDAD DE LEÓN

Avda. de la Facultad, 25 24071 León

Tel.: 987 29 16 07. Fax: 987 29 19 39

http://www.unileon.es Correo E.: [email protected]

• UNIVERSIDAD DE BURGOS

Hospital del Rey, s/n 09001 Burgos

Tel.: 947 25 87 36. Fax: 947 25 87 44

http://www.ubu.es

• UNIVERSIDAD DE SALAMANCA

Patio de Escuelas, s/n 37008 Salamanca

Tel.: 923 29 44 00. Fax: 923 29 44 94

http://www.usal.es

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• CENTRO DE ESTUDIOS DE ENERGÍA SOLAR – CENSOLAR

Parque Industrial PISA – Edificio CENSOLAR

Comercio, 12 41927 Mairena de Aljarafe (Sevilla).

Tel.: 954 18 62 00. Fax: 954 18 61 11

http://www.censolar.es Correo E.: [email protected]

• CONSEJO RECTOR DE CENTROS TECNOLÓGICOS DE CASTILLA Y LEÓN

(AGENCIA DE DESARROLLO ECONÓMICO) JUNTA DE CASTILLA Y LEÓN

Duque de la Victoria, 23 47001 Valladolid

Tel.: 983 41 14 20. Fax: 983 41 49 70

A.V.3. Otras direcciones de interés

• PORTALENERGÍA

http://www.portalenergia.com

• PORTALSOLAR

http://www.portalsolar.com

• REVISTA DE ENERGÍAS RENOVABLES

http://www.energiasrenovables-larevista.es

• www.pvresources.com

• ARQUITECTURA Y CONSTRUCCIÓN

http://www.kisscathcart.com

Relación de instaladores y fabricantes en Castilla y Leóndisponible en:

http://www.jcyl.es/jcyl-client/jcyl/cee/eren

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Documents

E-Manual Proyectista FV